departamento de elÉctrica y...

DEPARTAMENTO DE ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

CARRERA DE INGENIERÍA ELECTROMECÁNICA

TESIS PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO EN ELECTROMECÁNICA

TEMA: “REDISEÑO Y OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DEL COMANDO LOGÍSTICO REINO DE QUITO

(COLOG), CON UN HORIZONTE A MEDIANO PLAZO”

AUTORES: CALERO TAPIA JAIME SANTIAGO VELA CARRASCO MARIO GEOVANNY

DIRECTOR: ING. MENA PABLO

CODIRECTOR: ING. FREIRE WASHINGTON

LATACUNGA

2014

ii

UNIVERSIDAD DE LAS FUERZAS ARMADAS - ESPE CARRERA DE INGENIERÍA ELECTROMECÁNICA

CERTIFICADO

ING. MENA, PABLO (DIRECTOR) ING. FREIRE, WASHINGTON (CODIRECTOR)

CERTIFICAN:

Que el trabajo titulado “REDISEÑO Y OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA

ELÉCTRICO DEL COMANDO LOGÍSTICO REINO DE QUITO (COLOG), CON

UN HORIZONTE A MEDIANO PLAZO” realizado por Calero Tapia Jaime

Santiago y Vela Carrasco Mario Geovanny, ha sido guiado y revisado

periódicamente y cumple normas estatuarias establecidas por la ESPE, en el

Reglamento de Estudiantes de la Universidad de las Fuerzas Armadas-ESPE.

Debido a que constituye un trabajo de excelente contenido científico que

coadyuvara a la aplicación de conocimientos y al desarrollo personal, SI

recomiendan su publicación.

El mencionado trabajo consta de UN documento empastado y UN disco

compacto el cual contiene los archivos en formato portátil de Acrobat (pdf).

Autorizan a los señores: Calero Tapia Jaime Santiago y Vela Carrasco Mario

Geovanny que lo entreguen a la Ing. Katya Torres., en su calidad de Director de

la Carrera.

Latacunga, 11 de diciembre de 2014

Ing. Mena, Pablo Ing. Freire, Washington

DIRECTOR CODIRECTOR

iii

UNIVERSIDAD DE LAS FUERZAS ARMADAS - ESPE


DECLARACIÓN DE RESPONSABILIDAD

CALERO TAPIA, JAIME SANTIAGO

VELA CARRASCO, MARIO GEOVANNY

DECLARARAMOS QUE:

El proyecto de grado denominado “REDISEÑO Y OPTIMIZACIÓN DEL

SISTEMA ELÉCTRICO DEL COMANDO LOGISTICO REINO DE QUITO

(COLOG), CON UN HORIZONTE A MEDIANO PLAZO”, ha sido desarrollado

en base a una investigación exhaustiva, respetando derechos intelectuales de

terceros, conforme las citas que constan el pie de las páginas correspondiente,

cuyas fuentes se incorporan en la bibliografía.

Consecuentemente este trabajo es de mi autoría.

En virtud de esta declaración, me responsabilizo del contenido, veracidad y

alcance científico del proyecto de grado en mención.

Latacunga, 11 de diciembre del 2014

Calero Tapia, Jaime Santiago Vela Carrasco, Mario Geovanny

C.C: 0503073777 C.C: 0502577018

iv



AUTORIZACIÓN

Nosotros, Calero Tapia, Jaime Santiago

y Vela Carrasco, Mario Geovanny

Autorizamos a la Universidad de las Fuerzas Armadas la publicación, en la

biblioteca virtual de la Institución del trabajo “REDISEÑO Y OPTIMIZACIÓN DEL

SISTEMA ELÉCTRICO DEL COMANDO LOGÍSTICO REINO DE QUITO

(COLOG), CON UN HORIZONTE A MEDIANO PLAZO”, cuyo contenido, ideas

y criterios son de nuestra exclusiva responsabilidad y autoría.

Latacunga, 11 de diciembre del 2014

Calero Tapia, Jaime Santiago Vela Carrasco, Mario Geovanny

C.C: 0503073777 C.C: 0502577018

v

DEDICATORIA

Dedicado a mis padres Jaime y Marcela, por brindarme siempre ese cariño,

paciencia y apoyo absoluto, a mis abuelitos quienes fueron mi fuente de

inspiración, a mis tíos Antonio, Marco, Juan Carlos, Sara, y Paulina ejemplo de

sacrificio y perseverancia a quienes amo y respeto mucho, a mis hermanos

Francisco y Freddy personas importantes en mi vida, a mis primos en especial a

Paola por sus sabios consejos quien me impartió ánimo y fuerza cuando más lo

necesite, a Karina que incondicionalmente siempre estuvo a mi lado

brindándome amor, paciencia y apoyo incondicional.

Santiago Calero T.

El presente trabajo dedico plenamente a Dios, por permitir terminar mis estudios

universitarios, A mis Padres Carmita y Mario que confiaron en mí y me

enseñaron lo que es el valor del trabajo y así dirigirme por el buen camino. A

mis hermanos Alexis, Joel y Leonel, a mis abuelitos Victor y Rosita, a mis Tíos

Bachita, María Elena, Lorena, Rodrigo, Patricio, Katty y a mis primos por

saberme comprender estar a lado mío siempre, “Son Mi Vida” y a usted mi amor

Gaby por enseñarme lo hermoso que es la vida y amarme sobre todas las

cosas.

Mario Geovanny Vela Carrasco

vi

AGRADECIMIENTO

Agradezco a Dios por brindarme todas las bendiciones cada día de mi vida, mi

agradecimiento y respeto para los Ingenieros Pablo Mena y Washington Freire

director y codirector del proyecto, por brindarnos sus conocimientos que han

servido para que este estudio culmine, a toda mi familia por estar siempre

conmigo en especial a mis padres Jaime, Marcela y a mi ñaño Antonio quienes

creyeron en mí, dándome la oportunidad estudiar y finalizar una carrera

Universitaria.

Santiago Calero T.

Agradezco ante todo a Dios por Bendecirme en todo el camino que he seguido

hasta el día de hoy que culmine con sacrificio mi carrera, así como también a mi

familia, a mis abuelitos Víctor y Rosita, a mi Madrecita Querida Carmen que

desde mi corazón y sé que también desde el Cielo me mantiene siempre

protegido y me da fuerzas para alcanzar la dicha y ser el hombre de bien que

Ella aspiraba, a mi Padre Adorado Mario que a base de sus conocimientos y

más allá de la ayuda económica es mi pilar importante en mi alma, a mis

Hermanos Alexis, Joel y Leonel que son mi vida, a mis Tíos Bachita, María

Elena, Loba, Rodrigo, Patricio, Katty los cuales me apoyaron desde el

principio, a todos mis primos que han sido mis amigos, mis confidentes y han

estado ahí cuando más les necesitaba, a mi novia Gaby que con sus palabras y

amor estoy de alguna manera volviendo a vivir, “gracias mi amor” a sus padres

y a su tía de igual manera, al Ing. Pablo Mena y al Ing. Washington Freire que

por su invalorable ayuda y paciencia hicieron. A mi compañero Santiago Calero

que a base de su paciencia y trabajo duro vamos a culminar este que ha sido

un duro proceso.

Mario Geovanny Vela Carrasco

vii

ÍNDICE DE CONTENIDOS

PAG.

PORTADA……………………………………………………………………………iii

DECLARACIÓN DE RESPONSABILIDAD .................................................... iii

CERTIFICADO ............................................................................................... iii

AUTORIZACIÓN ............................................................................................ iv

DEDICATORIA ............................................................................................... v

AGRADECIMIENTO ....................................................................................... vi

RESUMEN ..................................................................................................... xx

ABSTRACT ................................................................................................. xxx

CAPÍTULO 1................................................................................................... 1

GENERALIDADES ......................................................................................... 1

1.1 Antecedentes ............................................................................................ 1

1.2 Objetivos ................................................................................................... 2

1.2.1 Objetivo General .................................................................................... 2

1.2.2 Objetivos específicos ............................................................................. 2

1.3 Importancia y Justificación ........................................................................ 3

1.4 Alcances y Metas ...................................................................................... 4

CAPÍTULO 2................................................................................................... 5

FUNDAMENTO TEÓRICO ............................................................................. 5

2.1 Definición de rediseño .............................................................................. 5

2.1.1 Parámetros técnicos del diseño de un s.e.p .......................................... 5

viii

a.1 Procedimiento para la determinación de la DMC. ..................................... 6

2.1.2 Parámetros técnicos del rediseño de S.E.P ........................................... 7

a.1 Requerimientos de carga .......................................................................... 8

a.2 Especificaciones ....................................................................................... 9

a.3 Vida de una instalación ............................................................................. 9

a.4 Proyecto y construcción ............................................................................ 9

a.5 Materiales aislantes ................................................................................ 10

a.6 Mantenimiento ........................................................................................ 11

2.2 Metodología para el rediseño de un S.E.P............................................. 12

2.2.1 Recopilación de la información existente ............................................. 12

2.2.2 Levantamiento de planos y diagramas unifilares. ................................ 13

2.2.3 Características del diagrama unifilar .................................................... 13

2.2.4 Metodología para el levantamiento D. Unifilar.....................................13

2.2.5 Determinación de la carga instalada. ................................................... 15

2.2.6 Análisis de conductores. ...................................................................... 16

a.1 Capacidad de conducción de corriente .................................................. 16

b.1 El material conductor: ............................................................................. 16

b.2 Tamaño del conductor: ........................................................................... 16

b.3 Temperatura ambiente: ........................................................................... 17

b.4 Tipo de aislamiento: ................................................................................ 17

b.5 El número de conductores: ..................................................................... 17

b.6 Amperaje:................................................................................................ 18

a.2 Caída de voltaje ...................................................................................... 18

b.1 Capacidad para soportar la Icc..…………………………………………… 19

b.2 Calíbre mínimo permitido ........................................................................ 19

2.2.7 Cálculos de corrientes de cortocircuito. ............................................... 19

2.2.8 Fuentes de corto circuito ...................................................................... 20

a.1 Clases de corto circuitos ......................................................................... 20

a.2 Consecuencias de los cortocircuitos ....................................................... 21

ix

a.3 Etapas para el cálculo de icc……………………………………………… .22

2.2.9 Selección de elementos de corte y protección. .................................... 23

2.2.10 Confirmación de elementos de corte y protección. ............................ 24

2.2.11 Coordinación de protecciones. ........................................................... 24

2.3 Propuestas de solución. .......................................................................... 25

2.4 Referencias técnicas para la proyección de carga .................................. 25

2.5 Calidad de energía. ................................................................................. 26

2.5.1 Balance de fases. ................................................................................ 27

a.1 Límites. ................................................................................................... 28

a.2 Causas .................................................................................................... 28

a.3 Efectos .................................................................................................... 29

2.5.2 Factor de potencia ............................................................................... 30

a.1 Causas. ................................................................................................... 31

a.2 Beneficios. .............................................................................................. 32

a.3 Consecuencias. ...................................................................................... 32

a.4 Compensación ........................................................................................ 33

2.5.3 Distorsión armónica ............................................................................. 36

a.1 Fuentes de armónicos ............................................................................ 36

a.2 Efectos en la carga y en el sistema eléctrico .......................................... 37

a.3 Medios para atenuar y/o eliminar armónicos .......................................... 39

2.5.4 Flicker .................................................................................................. 41

a.1 Efectos del flicker .................................................................................... 42

2.6 Normalizacion según el conelec. ............................................................ 43

2.6.1 Regulación 004/01: calidad del servicio eléctrico ................................ 43

a.1 Nivel de voltaje ........................................................................................ 43

b.1 Índice de calidad ..................................................................................... 43

b.2 Límites .................................................................................................... 44

a.2 Armónicos ............................................................................................... 45

b.1 ndices de calidad .................................................................................... 45

x

b.2 Límites ................................................................................................... 45

a.3 Parpadeo (flicker) .................................................................................... 47


b.2 Límites ................................................................................................... 47

a.4 Factor de potencia .................................................................................. 48


b.2 Límite ...................................................................................................... 48

b.3 Cargos por bajo factor de potencia ......................................................... 48

b.4 Causas del bajo factor de potencia ......................................................... 48

b.5 Ventajas de corregir el factor de potencia. .............................................. 49

2.7 Estado de falla ........................................................................................ 49

2.7.1 Variaciones de corriente. ..................................................................... 49

2.7.2 Variaciones de voltaje .......................................................................... 50

2.7.3 Corrientes de cortocircuito ................................................................... 50

a.1 Térmicos: ................................................................................................ 50

a.2 Electrodinámicos: .................................................................................... 51

2.8 Proteccion contra cortocircuitos .............................................................. 51

2.8.1 Criterios de selección de protección .................................................... 51

a.1 Protección con un interruptor termomagnético ....................................... 51

a.2 Protección con un fusible ........................................................................ 52

2.8.2 Coordinación ........................................................................................ 52

2.8.3 Filosofía ............................................................................................... 53

2.9. Sistemas de puesta a tierra. .................................................................. 53

2.9.1 Definición ............................................................................................. 53

2.9.2 Funciones de un sistema puesta a tierra ............................................. 54

2.9.3 Tipos de puesta a tierra ....................................................................... 54

a.1 Puesta a tierra de protección .................................................................. 54

a.2 Puesta a tierra de servicio....................................................................... 54

a.3 Puesta a tierra a tiempo temporal. .......................................................... 54

xi

CAPÍTULO 3 ................................................................................................ 55

DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO ACTUAL (COLOG). ............. 55

3.1 Recopilación de la información existente. ............................................... 55

3.2 Levantamiento de planos y diagramas unifilares de media tensión. ....... 56

3.2.1 Protecciones instaladas. ...................................................................... 56

a.1 Punto de alimentación de la red primaria ................................................ 56

a.2 Centros de transformación ...................................................................... 57

3.3 Levantamiento de centros de transformación en bloques. ...................... 58

3.4 Levantamiento de diagramas unifilares de baja tensión. ........................ 62

3.4.1 Protecciones instaladas. ..................................................................... 62

3.5 Determinación de la carga instalada. ..................................................... 63

3.6 Levantamiento de planos en bloques. .................................................... 64

3.7 Obtención de curvas de carga. ............................................................... 64

3.7.1 Transformadores .................................................................................. 64

a.1 Centro de transformación nº 1 ................................................................ 65







3.7.2 Cargas especiales. .............................................................................. 72

a.1 Comandancia general ............................................................................. 72

a.2 Centro de mecanizado (cnc). .................................................................. 73

3.8 Análisis de calidad de energía. ............................................................... 74

3.8.1 Transformadores. ................................................................................. 75

a.1 Centro de transformación n° 1 ................................................................ 75

xii







3.8.2 Cargas especiales. .............................................................................. 85

a.1 Edificio comandancia .............................................................................. 85

a.2 Centro de mecanizado ............................................................................ 86

3.9 Levantamiento de puestas a tierra. ......................................................... 87

CAPÍTULO 4................................................................................................. 91

REDISEÑO DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE MEDIO Y BAJO VOLTAJE .. 91

4.1 Estudio del sistema de medio y bajo voltaje. .......................................... 91

4.2 Rediseño del sistema eléctrico del COLOG. ........................................... 92

4.2.1Simulación de flujos de carga mediante NEPLAN…………….....………92

4.2.2 Cálculo de las corrientes de cortocircuito............................................. 96

a.1 En las barras de medio voltaje ................................................................ 96

a.2 Barras de bajo voltaje ............................................................................. 97

4.2.3 Simulación mediante software (neplan), para la obtención de las Icc .. 98

4.3 Proyección de ampliación de carga. ..................................................... 101

4.4 Análisis y rediseño de conductores ....................................................... 103

4.4.1 Ejemplo de selección de conductores ................................................ 103

a.1 Por corriente ......................................................................................... 103

a.2 Por caída de voltaje .............................................................................. 104

a.3.Por corrientes de corto circuito ............................................................. 113

4.5 Selección de elementos de corte y protección ...................................... 117

4.5.1 Selección de interruptor termomagnético(breaker). ........................... 117

xiii

4.5.2 Selección de fusibles. ........................................................................ 126

4.6 Coordinación de protecciones. .............................................................. 128

4.7 Confirmación de elementos de corte y protección. ............................... 130

4.8 Estudio de la calidad de energia ........................................................... 137

4.8.1 Propuestas de solución. ..................................................................... 137

CAPÍTULO 5............................................................................................... 141

ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO .......................................................... 141

5.1 Análisis técnico ..................................................................................... 141

5.1.1 Consumo de energía eléctrica en kw-h .............................................. 141

5.1.2 Propuestas de solución para caídas de voltaje en conductores. ....... 142

5.2 Determinación de costos....................................................................... 148

5.3 Factibilidad de la implementación del estudio. ...................................... 149

5.4 Financiamiento de la inversión. ............................................................. 150

CAPÍTULO 6............................................................................................... 151

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.............................................. 151

6.1 Conclusiones ........................................................................................ 151

6.2 Recomendaciones ................................................................................ 152

Bibliografía .................................................................................................. 154

Linkografía .................................................................................................. 155

xiv

ÍNDICE DE TABLAS

PAG.

Tabla 2.1: Tipo de Compensación .................................................................... 34

Tabla 2.2: Variaciones de Voltaje ..................................................................... 44

Tabla 2.3: Tolerancia ........................................................................................ 46

Tabla 3.1: Descripción del Alimentador de media tensión. ............................... 56

Tabla 3.2: Descripción de la protección en el punto de alimentación ............... 57

Tabla 3.3: Descripción de las protecciones en Medio Voltaje ........................... 57

Tabla 3.4: Características y Dependencias de los transformadores ................. 58

Tabla 3.5: Características del generador .......................................................... 61

Tabla 3.6: Capacidad de reserva de los transformadores ................................ 63

Tabla 3.7: Centro de Transformación Nº 1........................................................ 65



Tabla 3.10: Centro de Transformación Nº 4 ...................................................... 68




Tabla 3.14: Comandancia General ................................................................... 72

Tabla 3.15: Centro de Mecanizado (CNC). ....................................................... 73

Tabla 3.16 Calidad de Energía CT1 .................................................................. 75

Tabla 3.17 Calidad de energía CT2 .................................................................. 78

Tabla 3.18 Calidad de energía CT3 .................................................................. 79

Tabla 3.19: Calidad de energía CT4 ................................................................. 80




xv

Tabla 3.23: Calidad de energía Comandancia .................................................. 85

Tabla 3.24: Calidad de energía Centro de Mecanizado .................................... 86

Tabla 3.25: Descripción de los sistemas de puesta a tierra .............................. 87

Tabla 4.1: Resultados flujos de potencia NEPLAN en barras ........................... 94

Tabla 4.2: Resultados flujos de potencia NEPLAN en elementos .................... 95

Tabla 4.3: Selección de ICC en las barras de bajo voltaje. ............................... 97

Tabla 4.4: Resultado fallas de cortocircuito en barras de MV ........................... 99

Tabla 4.5: Resultado fallas de cortocircuito en barras de BV ......................... 100

Tabla 4.6: Corrientes de Corto Circuito Neplan - Calculadas ......................... 100

Tabla 4.7: Proyección de Carga ...................................................................... 101

Tabla 4.8: Caídas de Voltaje Permisibles ....................................................... 106

Tabla 4.9: Selección de Conductores por Corriente ....................................... 108

Tabla 4.10: Cálculos de conductores – Por corrientes de corto circuito ......... 115

Tabla 4.11 Selección de Interruptores Termomagnéticos.: ............................. 120

Tabla 4.12: Confirmación de Elementos de Corte y Protección ...................... 131

Tabla 4.13: Propuestas de Solución – Calidad de Energía. ............................ 137

Tabla 5.1: Consumo de energía eléctrica en KW-h. ....................................... 141

Tabla 5.2: Cálculos de pérdidas en conductores Instalados - Sugeridos ........ 145

Tabla 5.3: Consumo de luminarias Instaladas - Sugeridas ............................. 147

Tabla 5.4: Determinación de costos – nuevos conductores. ........................... 148

Tabla 5.5: Determinación de costos – redimensionamiento protecciones. ..... 149

xvi

ÍNDICE DE FIGURAS

PAG.

Figura 2.1: Clases de corto circuito. .............................................................. 21

Figura 2.2: Voltaje de las fases de un sistema trifásico. ............................. 276

Figura 2.3: Red trifásica desbalanceada ....................................................... 29

Figura 2.4: Triángulo de potencias eléctricas................................................ 31

Figura 2.5: Tipos de distorsiones de armónicas. ........................................... 33

Figura 2.6: Tipos de instalaciones de capacitores para corregir el F.P. ........ 36

Figura 2.7: Efectos de los armónicos. ........................................................... 38

Figura2.8:Circulación de la tercera armónica por el neutro de transf ............ 39

Figura 2.9: Principio de utilización de un filtro pasivo. ................................. 39

Figura 2.10: Principio de utilización de un filtro activo .................................. 41

Figura 2.11: Onda típica del efecto Flicker ................................................... 42

Figura 3.1: Disponibilidad de potencia .......................................................... 64

Figura 3.2: Curva de carga Centro de Transformación 1 .............................. 65




Figura 3.6 Curva de carga Centro de Transformación 5 ............................... 68

Figura 3.7 Curva de carga Centro de Transformación 6 .............................. 69


Figura 3.9: Curva de carga Comandancia General ....................................... 71

Figura 3.10: Curva de carga Centro de Mecanizado (CNC .......................... 72

Figura 3.11: Analizador de Calidad de Energía Eléctrica Trifásica ............... 73

Figura 4.1: Esquema del sistema eléctrico COLOG ..................................... 91

Figura 4.2: Método de MVA .......................................................................... 94

xvii

Figura 4.3: Evaluación de Icc abajo en función de Icc arriba. ....................... 95

Figura 4.4: Fallas de ICC, barras Media

Voltaje…………………………………...96

Figura 4.5: Fallas de cortocircuito en barras de B.V..…………………….……....97

Figura 4.6: Características de sobrecarga permisible para conductores CU…110

Figura 4.7: Curva característica para la selección Interruptor

Termomagnético119

Figura 4.8: Curva característica para la selección de Fusible NH……………..127

Figura 4.9: Curva característica para la Coordinación de protec………………129

Figura 5.1: Distribución del consumo de energía eléctrica en KW-h.…………142

xviii

ANEXOS

PAG.

NRO. 1 Simbología para planos de líneas de redes de distribución…..…….156

NRO. 2 Planos de la red de medio voltaje………………..…………………….157

NRO. 3 Centros de transformación en bloques………………………………..158

NRO. 4 Diagrama Unifilar del Sistema de emergencia……………….……....159

NRO. 5 Diagramas unifilares de bajo voltaje, de cada C.T.…………………..160

NRO. 6 Parámetros eléctricos obtenidos en cada C.transformación…….....161

NRO. 7 Parámetros eléctricos obtenidos en cargas especiales.… ………...162

NRO. 8 Tablas para la selección de conductores.. .................. …………….163

NRO. 9 Cálculo de conductores- criterio de ∆v ................... ………………...164

NRO. 10 Tablas para la selección de protecciones. .................... …………..165

NRO. 11 Coordinación de protecciones…………………………….…………..166

NRO. 12 Tabla para el cálculo del banco de condensadores………………..163

NRO. 13 Medios para atenuar o eliminar armónicos……..…………………..164

NRO. 14 Información de consumo eléctrico dic. 2012 – dic. 2013……...…..165

xx

RESUMEN

El presente estudio tiene como objetivo principal el rediseño y optimización del

sistema eléctrico del Comando Logístico “Reino de Quito”, siendo fundamental

obtener la descripción real de la topología del sistema eléctrico de potencia de

la Brigada; mediante la recopilación organizada de toda la información

concerniente a dicho sistema. De esta manera se podrá determinar el posible

estado del sistema eléctrico en condiciones normales de operación, encontrar

las falencias eléctricas y determinar la solución para que el sistema tenga su

normal funcionamiento. Mediante este proceso formara un documento que

explique con detalle de cómo está distribuida la carga, con el fin de precisar si el

tipo de protecciones eléctricas son las apropiadas para cada alimentador

además de plasmar los diagramas unifilares actualizados de todas las

instalaciones del Comando Logístico. Mediante un analizador de energía

eléctrica trifásico y de acuerdo con los procedimientos estipulados en las

regulaciones del CONELEC, se realizara el estudio de calidad de energía de

sistema eléctrico, donde se planteara decisiones técnicamente adecuadas para

así garantizar el perfecto funcionamiento del mismo. Finalmente se presenta un

análisis técnico-económico del rediseño, presentando una propuesta de

solución al problema y detallando el costo de dicha propuesta, con el fin de dar

soluciones adecuadas para contrarrestar estos perjuicios, que con el tiempo

conlleva a gastos excesivos e innecesarios.

PALABRAS CLAVES:

REDISEÑO ELÉCTRICO

SISTEMA ELÉCTRICO –OPTIMIZACIÓN

CALIDAD DE ENERGÍA

INGENIERÍA ELECTROMECÁNICA.

xxi

ABSTRACT

This study is main objective is the redesign and optimization of the "Kingdom of

Quito" Logistics Command electrical system, get the actual description of the

topology of the power system of the Brigade being fundamental, organized by

gathering all the information concerning that system . This way you can

determine the possible state of the power system under normal operating

conditions, power failures and find the solution to determine that the system is

normal operation. Through this process form a document that explains in detail

how the load is distributed , in order to clarify whether the type of electrical

protections are appropriate for each feeder plus updated translate the line

diagrams of all facilities Logistics Command . Using a three-phase power

analyzer in accordance with the procedures stipulated in the regulations of

CONELEC studying power quality power system, where technically appropriate

to ensure the perfect operation of the decisions will be made is raised . A

technical and economic analysis of the redesign, by proposing a solution to the

problem and detailing the cost of this proposal in order to give appropriate to

counteract this damage , which eventually leads to excessive and unnecessary

spending solutions is presented.

KEYWORDS:

ELECTRIC REDESIGN

ELECTRICAL SYSTEM - OPTIMIZATION

POWER QUALITY

ELECTROMECHANICAL ENGINEERING

1

CAPÍTULO 1

GENERALIDADES

1.1 ANTECEDENTES

El Comando Logístico “Reino de Quito” (COLOG), es un centro que tiene por

objeto el estudio de las normas para satisfacer las necesidades que tiene la

Fuerza Armada, desde la preparación de tropas hasta el empleo en el combate,

y viene empleando su funcionamiento desde el año de 1979.

Debido a los niveles de crecimiento y requerimientos del ejército, en: personal,

instalaciones, material y medios así como también en tareas logísticas de

recibir, almacenar, transportar y evacuar materiales bélicos, El Comando

Logístico “Reino de Quito” ha aumentado en: Batallones de Intendencia,

Batallones Material de Guerra, Batallones de Transportes, todos con su

respectivos Centros de Mantenimiento, incluso que a partir del año 2000, la

Brigada de Apoyo Logístico, llega a ocupar las instalaciones donde funcionaba

la fábrica de confecciones militares FAME, con lo que esta área pasa a ser la

zona Administrativa de la Unidad

Por lo tanto la demanda energética como también la topología de las redes

varía de forma drástica consecuentemente este mal dimensionamiento en las

instalaciones eléctricas del Comando Logístico provoca altas sobrecargas y

sobre corrientes que por ende se produce un desequilibrio de fases en los

transformadores, en fin la Brigada tiene una pésima eficacia de distribución

interna de energía eléctrica, el cual además de las diferentes anomalías de

2

eficiencia energética en el Comando carecen de planos eléctricos de todas las

redes de bajo voltaje y medio voltaje.

Expuestos los problemas eléctricos del Comando Logístico “Reino de Quito”, es

ineludible el estudio del mencionado Sistema Eléctrico, siendo la finalidad llegar

a un óptimo desempeño del mismo, reduciendo al máximo las pérdidas por

deficientes diseños o por materiales inadecuados.

1.2 OBJETIVOS

1.2.1 OBJETIVO GENERAL

Rediseñar y Optimizar el Sistema Eléctrico del Comando Logístico

“Reino de Quito” (COLOG), con un horizonte a mediano plazo.

1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Crear la base de datos de las condiciones actuales de carga del

sistema eléctrico del Comando Logístico “Reino de Quito” (COLOG).

Realizar el levantamiento del diagrama unifilar del sistema eléctrico.

Comprobar el dimensionamiento de los conductores utilizados en las

instalaciones del sistema eléctrico.

Realizar el estudio de calidad de energía consumida en las

instalaciones del Comando Logístico.

Estimar una proyección de carga a mediano plazo

Establecer alternativas de solución para las fallas del sistema eléctrico

del Comando Logístico el Pintado “Reino de Quito”.

Rediseñar los elementos de corte y protección para las diferentes

instalaciones del sistema.

3

Simular el funcionamiento del sistema eléctrico del Comando Logístico

el Pintado “Reino de Quito”, mediante software (NEPLAN).

1.3 IMPORTANCIA Y JUSTIFICACIÓN

El estudio de rediseño y optimización del sistema eléctrico del Comando

Logístico “Reino de Quito” (COLOG), es primordial para identificar las

diferentes fallas en el suministro de la energía eléctrica; con este proceso

ayudará a: obtener la descripción real de la topología del sistema eléctrico de

toda la Brigada, determinar el posible estado de sistema eléctrico en

condiciones normales de operación, encontrar las falencias eléctricas con el fin

de dar soluciones para que el sistema tenga su normal funcionamiento.

A partir de este proceso nace la necesidad de realizar un documento que

explique con detalle de cómo está distribuida la carga, con el fin de precisar si el

tipo de protecciones eléctricas son las apropiadas para cada alimentador

además de plasmar los diagramas unifilares actualizados de todas las

instalaciones del Comando Logístico y finalmente se comprobar si las puestas a

tierra son las más apropiadas para cada Batallón con su respectivo Centro de

Mantenimiento

Con el levantamiento de todo el sistema eléctrico, se podrá realizar el estudio

de optimización y con esto hacer el rediseño de las instalaciones en bajo

voltaje, lo cual llevara a tomar decisiones para cambiar e implementar nuevos

circuitos. Evitando anomalías en el sistema en toda la Brigada.

Con el estudio de calidad de energía de sistema eléctrico, se plantea decisiones

técnicamente adecuadas para así garantizar el perfecto funcionamiento de los

4

sistemas que tienen un alto grado de sensibilidad como son los equipos

electrónicos, dimensionando los sistemas de protección contra sobrecargas y

cortocircuitos que se produzcan el Comando Logístico

Finalmente efectuando el estudio de optimización del sistema eléctrico de

potencia, permite conocer a través de un análisis técnico – financiero si existen

pagos por penalizaciones en las planillas de consumo energético, con el fin de

dar soluciones adecuadas para contrarrestar estos perjuicios, que con el tiempo

conlleva a gastos excesivos e innecesarios.

1.4 ALCANCES Y METAS

Realizar un levantamiento adecuado y completo del período actual del

sistema eléctrico del Comando Logístico “Reino de Quito” (COLOG).

Plantear un rediseño del sistema eléctrico eficiente y factible que

permitirá dar solución a las fallas eléctricas.

Analizar, corregir y optimizar el sistema de facturación de consumo de

las diversas planillas energéticas del Comando Logístico.

Redimensionar protecciones, conductores y proponer que los equipos de

medida sean los más altamente adecuados para obtener un mejor

monitoreo de la carga.

5

CAPÍTULO 2

FUNDAMENTO TEÓRICO

2.1 DEFINICIÓN DE REDISEÑO

Rediseño es la modificación de un antiguo diseño que en el presente resulta ser

defectuoso por no cumplir con reglas y normas actuales.

El rediseño para el presente proyecto se lo realizará en el sistema eléctrico del

Comando logístico Reino de Quito (COLOG), considerando todas las zonas de

consumo como por ejemplo:

Área administrativa.

Centros de mantenimiento Vehicular.

Centros de mantenimiento de material de guerra.

Bodegas.

Iluminación pública y ornamental.

Dormitorios de oficiales, tropa etc.

Comedor de oficiales, servidores públicos, oficiales etc.

Otras dependencias.

2.1.1 Parámetros Técnicos del Diseño de un Sistema Eléctrico de Potencia

Es importante que al diseñar y realizar cualquier sistema eléctrico, se cumplan

las normas respectivas, ya que en ellas se especifican los requerimientos

6

técnicos básicos para garantizar que el sistema no presente ningún problema

en el futuro y garantice la seguridad de los usuarios. (Harper, Reglamento de

instalaciones eléctricas, 2005, pág. 150).

a.1 Procedimiento para la determinación de la demanda máxima

coincidente.

Debido a que el rediseño del sistema eléctrico se está realizando para una

institución militar se debe utilizar el método de cálculo para el caso de clientes

comerciales e industriales, el proyectista, en función de factores tales como

división y uso del suelo, características de las obras de infraestructura previstas,

área y características de los edificios a construir, tipo de maquinaria, etc.,

establecerá como resultado de un análisis fundamentado, los valores de la

demanda unitaria a considerar para el diseño.

El propósito es la determinación del valor de la demanda máxima unitaria

correspondiente al consumidor comercial o industrial.

- Determinación de la carga instalada del consumidor comercial o

industrial, establecer un listado de los artefactos, equipos, maquinarias,

etc. de utilización con el número de referencia.

- Carga instalada por consumidor comercial o industrial (CI), computada

de la expresión CI.

- Determinación de la Demanda Máxima Unitaria (DMU). Definida como el

valor máximo de la potencia que en un intervalo de tiempo de 15 minutos

es requerida de la red por el consumidor comercial o industrial individual.

El factor de Simultaneidad (FSn) representada en porcentaje será

establecido por el proyectista para cada una de las cargas instaladas, en

7

función de la forma de utilización de aparatos, artefactos, equipos,

maquinarias, etc. para una aplicación determinada.

Determinación de la Demanda Máxima Unitaria (DMU), se determina a

partir de la Carga Instalada del Consumidor Comercial o Industrial (CI), y

la aplicación de Factor de Simultaneidad (FSn) para cada una de las

cargas instaladas, el cual determina la incidencia de la carga

considerada en la demanda coincidente durante el período de máxima

solicitación.

- El Factor de Demanda FDM definido por la relación entre la Demanda

Máxima (DM) y la Carga Instalada (CI) indica la fracción de la carga

instalada que es utilizada simultáneamente en el período de máxima

solicitación y permite evaluar los valores adoptados por comparación con

aquellos en instalaciones existentes similares.

- La Demanda Máxima obtenida, expresada en Vatios, es convertida a

kilovatios y kilovoltamperios, mediante la reducción correspondiente y la

consideración del factor de potencia que, en general, para instalaciones

comerciales e industriales es del 0,95.

2.1.2 Parámetros Técnicos del Rediseño de un Sistema Eléctrico de

Potencia.

Un proyecto eléctrico debe ser elaborado de manera tal que garantice un

servicio adecuado; que permita usar racionalmente los beneficios de la energía

eléctrica; y que prevea en función del análisis costo beneficio las necesidades

futuras.

Los sistemas eléctricos de cualquier naturaleza, ya sea residenciales

industriales o comerciales, están constituidos por un gran número de

8

dispositivos eléctricos disponibles, herrajes, conectores, materiales y equipo

para formar un sistema completo de alambrado por lo que se debe estudiar los

principios básicos relacionados con estos circuitos eléctricos para obtener

conocimiento práctico de cada elemento. (Harper, Reglamento de instalaciones

eléctricas, 2005, pág. 103)

Entre los elementos más comunes en un sistema eléctrico se cuentan:

lámparas de alumbrado, tableros, interruptores, transformadores, bancos de

capacitores, dispositivos de control local o remoto, cables, conexiones,

contactos, canalizaciones y soportes.

Un sistema eléctrico debe distribuir la energía eléctrica a los equipos

conectados de una manera eficiente y segura. Además debe ser económica,

flexible y accesible.

Durante el proceso de rediseño, numerosos factores tienen impacto sobre el

sistema eléctrico cada proyecto puede ser diferente y poseer características

únicas. Sin embargo, existen factores de tipo universal que deben ser

considerados, algunos de estos son los siguientes:

a.1 Requerimientos de carga

Es un factor primordial determinar con precisión las cargas eléctricas en cada

uno de los ambientes de un proyecto. Y así tener el conocimiento de la potencia

o carga que se está alimentando.

Con la información que se tenga al respecto del consumo y de las condiciones

de operación de todos los elementos, se podrá evitar consumos innecesarios,

ya sea por pérdidas en los elementos que la constituyen o por la imposibilidad

9

para desconectar equipos o secciones de alumbrado mientras estos no se

estén utilizando.

a.2 Especificaciones (Bratu N, 2001, pág. 4)

En un sistema eléctrico, las especificaciones deben contemplar los objetivos

para lo que fue propuesta. Debido a que las normas son de carácter general,

las especificaciones pueden ser más exigentes, ya que se trata de un objetivo

determinado. Entonces las especificaciones son el conjunto de dimensiones y

características técnicas que definen completamente a una instalación y a todos

los elementos que la componen.

En sistemas eléctricos en los cuales se requiere un rediseñado con factores de

seguridad muy es suficiente con aplicar correctamente las normas y tomar las

previsiones adecuadas.

a.3 Vida de una instalación

Es fácil entender que la vida de una instalación es el tiempo que transcurre

desde su construcción hasta que se vuelve inservible; conocer esta información

resulta muy útil porque permite saber cuánto durará la inversión. Sin embargo,

es complejo precisar la vida de una instalación ya que influyen muchos factores.

Entre otros están: la ejecución, las condiciones de uso, el mantenimiento y el

medio ambiente.

a.4 Proyecto y construcción

10

Normalmente se entiende que la duración de vida de un sistema eléctrico

depende del envejecimiento de los materiales utilizados.

En el rediseño de un sistema eléctrico se ejecuta conforme a un proyecto

existente y que toda modificación debe estar acentuada en planos para

mantenerla vigente; de lo contrario resultara cada vez más difícil localizar el

origen de los problemas que se presenten.

Se debe tomar en cuenta que una instalación oculta protege mejor los

materiales y por tanto tiene mayor duración que una visible, pero esta última es

más accesible cuando se presenta la necesidad de hacer modificaciones.

a.5 Materiales Aislantes (Aguilar Arcos, 2005, pág. 27)

El componente principal del cable es su aislamiento. Estos se utilizan como

forros de conductores, cintas de aislar, soportes de varios tipos, cubiertas

protectoras y barnices.

El aislamiento debe cumplir los siguientes requisitos:

Resistencia mecánica

Resistencia a altas temperaturas

Resistencia a la humedad

Estabilidad

Flexibilidad

Larga duración

11

Buenas propiedades dieléctricas

a.6 Mantenimiento (Orealc, 1988, pág. Guia 3)

El mantenimiento es efectuado con la intención de reducir la probabilidad de

fallo de un servicio que nos da un sistema eléctrico. En la actualidad se

encuentra muy asistido por herramientas informáticas, tanto para la gestión

como para el control.

Las instalaciones eléctricas de los edificios permiten la realización de las

actividades que se desarrollan en su interior: domésticas, fabriles, servicios, etc.

Su buen funcionamiento es indispensable para nuestro sistema de vida. Por eso

necesario un plan de mantenimiento.

Los objetivos apuntados por el mantenimiento son, más concretamente:

- Aumentar la fiabilidad de los equipos y, por tanto, reducir los fallos en

servicio.

- Aumentar la duración de la vida eficaz de las instalaciones.

- Mejorar con la planificación el ordenamiento de los trabajos: revisiones,

pruebas, en aquellas instalaciones donde se requieren, básicamente, en

limpieza, renovación de pintura, apriete de uniones, ajuste de contactos y

revisión de los elementos de protección.

En los transformadores es muy importante revisar periódicamente las

características dieléctricas del aceite; es claro que un mantenimiento adecuado

y el buen trato alargan la vida de una instalación. (Jacome, 2005, pág. 13)

12

Los motores, así como otros equipos eléctricos caracterizados por movimientos

mecánicos y/o elementos de contacto electromecánico, tienen una vida

bastante más corta que las instalaciones entubadas fijas.

2.2 METODOLOGÍA PARA EL REDISEÑO DE UN SISTEMA ELÉCTRICO DE

POTENCIA.

2.2.1 Recopilación de la Información Existente (www.Monografias.com,

2013)

Es importante destacar que los métodos de recolección de datos, se puede

definir como: al medio a través del cual el investigador se relaciona con el

entorno mediante una gran diversidad de técnicas y herramientas que pueden

ser utilizadas para desarrollar los sistemas de información, que le permita lograr

los objetivos de la investigación.

De modo que para recolectar la información hay que tener presente:

- Seleccionar un instrumento de medición el cual debe ser válido y

confiable para poder aceptar los resultados (entrevistas, planos eléctricos

y arquitectónicos, la observación, el diagrama de flujo y el diccionario de

datos para análisis y/o rediseño de un sistema eléctrico).

- Aplicar dicho instrumento de medición.

- Organizar las mediciones obtenidas, para poder analizarlos

De esta manera se podrá alcanzar un alto grado de coordinación y

entendimiento entre el sistema eléctrico y los demás servicios.

13

Mediante este proceso se podrá facilitar el conocimiento de la carga actual

instalada. Siendo primordial para la ejecución de la metodología, en la cual se

realiza los planes para la ejecución del resto de fases.

2.2.2 Levantamiento de Planos y Diagramas Unifilares. (www.cre.com,

2013)

El comienzo para el estudio del rediseño, es el levantamiento en lo posible

actualizado de planos y diagramas unifilares del sistema por estudiar con los

datos de todos los elementos que en él aparecen, caso contrario analizar cómo

se encuentra distribuido el sistema con el fin de realizar planos y diagramas que

faciliten el desarrollo del estudio posteriormente.

Para el levantamiento de planos y diagramas unifilares se debe mostrar los

detalles actualizados del SEP a estudiar, de lo contrario se deberá realizar el

levantamiento de datos de las subestaciones, transformadores, tableros,

centros de carga, cables y canalizaciones, panel de medición, etc.

2.2.3 Características del Diagrama Unifilar

En el estudio de sistemas eléctricos de potencia, el uso de diagramas unifilares

resulta de gran utilidad y representa un elemento básico para el diseño y fácil

entendimiento para los estudios de sistemas eléctricos. Los diagramas unifilares

se definen como: “Un diagrama que indica por medio de líneas sencillas y

símbolos simplificados, la interconexión y partes componentes de un circuito o

sistema eléctrico”.

14

El propósito de un diagrama unifilar es el de suministrar en forma rápida y

concisa información significativa acerca del sistema.

Entre las propiedades y ventajas que presentan los diagramas unifilares se

destacan:

- Conocimiento integral del sistema eléctrico.

- Ayuda en la toma de decisiones relativas al crecimiento del sistema, así

como localización y separación de fallas principalmente.

- Facilita el estudio de ingeniería, tales como corto circuito, coordinación

de protecciones y flujos de carga.

2.2.4 Metodología para el Levantamiento del Diagrama Unifilar.

Para la elaboración del diagrama unifilar, se realiza el levantamiento de datos

actualizados de las subestaciones, transformadores, tableros, centros de carga,

cables y canalizaciones, panel de medición, etc. En el cual deberá sobresalir lo

siguiente:

- Diseño de acometida.

- Cantidad de conductores, longitud y sección transversal correspondiente

a la acometida.

- Tipo de protección, para Media y/o Baja Tensión

- Relación de transformación de los transformadores de medida, para

Media o Baja Tensión.

- Suministro de energía eléctrica: tensión, frecuencia, número de fases, y

número de hilos.

- Circuitos eléctricos: capacidad (kW), capacidad del interruptor, longitud,

cantidad y calibre de conductores, tipo de canalización.

15

- Interruptores: capacidad, número de polos, marco y disparo.

- Cargas: capacidad en kW, KVA.

- Planta de emergencia: capacidad en kW o KVA, fases, frecuencia,

tensión, RPM, y factor de potencia.

- Detalle de la distribución de circuitos en Media y Baja Tensión.

- Tableros: capacidad de barras, tensión, número de fases, número de

hilos, frecuencia.

2.2.5 Determinación de la Carga Instalada.

Para la determinación de la carga instalada se deberá conocer

aproximadamente la carga de una instalación compleja. Mediante el cálculo

detallado estableciendo un listado de los aparatos, equipos eléctricos y puntos

de iluminaciones con sus respectivo valor de potencia.

La determinación de la carga es una labor que requiere de técnica, pero

también de criterio para definir los preparativos que deben dejarse para el

futuro, así como la influencia de los posibles ciclos de operación. Una reserva

excesiva representará una inversión que tal vez nunca se utilice; por el contrario

reservas escasas pueden provocar un problema a corto plazo. (Bratu, 1992,

pág. 75)

Cuando se requiere tener una valoración aproximada de la carga, es

recomendable realizar un estudio minucioso en el cual se estimen los valores

típicos de las cargas, así como: procesos de producción específicos,

maquinaría moderna, grado de automatización, capacidad de producción,

fuerza motriz que tengan como destino otros fines, jornadas de utilización de las

mismas etc.

16

2.2.6 Análisis de Conductores.

Los cables y conductores eléctricos son el medio de transporte de la energía

eléctrica y constituyen una parte trascendental en las instalaciones que inciden

sobre la seguridad de los operadores y usuarios, por lo tanto estos deben

cumplir con requisitos generales como: aislamiento, rótulos, etiquetas,

resistencia mecánica, capacidad de corriente nominal y usos.

La seguridad y el buen funcionamiento de la instalación, así como el costo de

los gastos de operación y mantenimiento, depende mucho de la precisión en los

cálculos, al momento de seleccionar el conductor.

Los principales criterios que se deben considerar para la especificación del

conductor son:

a.1 Capacidad de conducción de corriente (centelsa, 2013)

b.1 El Material Conductor:

La capacidad de conducción de corriente está afectada por la resistividad; a

mayor resistividad menos capacidad de conducción de corriente para un calibre

dado. Así el aluminio necesita un área aproximadamente 64% mayor que la del

cobre; sin embargo en los calibres mayores, por razón del efecto pelicular,

mayor en los conductores de cobre que en el aluminio, la desventaja por

resistividad de este último material se puede disminuir solo a un 20%.

b.2 Tamaño del Conductor:

La capacidad de conducción de corriente varía con el área transversal: a mayor

área mayor capacidad de conducción de corriente Sin embargo, esta relación

17

no es lineal debido al efecto pelicular y al efecto de proximidad cuando dos o

más conductores están cercanos.

Desde un punto de vista teórico, los conductores cableados y los sólidos de

igual calibre varían un poco en su capacidad de conducción de corriente

ocasionada por la oxidación que se presenta en cada alambre del conductor

cableado, lo cual se traduce en que la corriente eléctrica debe recorrer una

mayor distancia por unidad de longitud, debido al camino helicoidal que debe

hacer cada alambre cableado, lo cual da como resultado práctico una

resistencia equivalente mayor en el conductor cableado que en el sólido.

b.3 Temperatura Ambiente:

Definida como la temperatura del medio ambiente que rodea al cable. A mayor

temperatura ambiente, menos calor se requiere para que el conductor alcance

el rango de temperatura máxima del material aislante, traduciéndose en una

capacidad de conducción de corriente menor.

b.4 Tipo de Aislamiento:

El grado en el cual los aislamientos conducen el calor, varía según la clase de

material utilizado. La temperatura del conductor no debe alcanzar nunca el

rango máximo de temperatura del aislamiento.

b.5 El número de Conductores:

Los conductores monopolares tienen mayor capacidad de conducción de

corriente que los multiconductores de igual calibre, debido a que cada

conductor de un cable multiconductor está recibiendo energía térmica de sus

compañeros.

18

b.6 Amperaje:

La magnitud de la corriente en sí misma afecta la capacidad de conducción de

corriente de los cables, ya que el cable genera calor en una forma proporcional

al cuadrado de la corriente eléctrica que por el circula. Es obvio que en ningún

caso se puede proporcionar un valor exacto de capacidad de conducción de

corriente.

Muchos de los cables eléctricos fabricados en esta década hacen uso del

conductor cableado; existen ciertas consideraciones prácticas que deben

conocerse:

- La flexibilidad del conductor cableado, es mayor que en un alambre

sólido de calibre equivalente.

- La vida del conductor cableado es mayor que la del conductor sólido de

igual calibre en lo pertinente a los esfuerzos de conexión.

- El daño en la superficie generalmente es menos serio que en el

conductor sólido.

a.2 Caída de voltaje

Se debe limitar la diferencia de tensión (caída) entre el principio y el final de la

línea para que los aparatos conectados funcionen bajo tensión nominal para la

cual fueron diseñados.

(2.1)

La caída de voltaje máxima permitida por las Normas para Sistemas de

Distribución de la EEQ es 3 % para los niveles de voltaje en las redes

secundarias o de baja tensión.

19

b.1 Capacidad para soportar la corriente de cortocircuito

Las líneas de alimentación de la energía, deben poder soportar las corrientes

de corto circuito, hasta el instante en que actúen las protecciones. Las

corrientes generadas durante la ocurrencia de un corto circuito aumentan la

temperatura en el conductor y un violento esfuerzo dinámico entre los

conductores por el aumento de campo magnético y generación de fuerzas

dinámicas que solicitan a los conductores.

Al producirse el corto circuito, el tiempo transcurrido hasta la actuación de la

protección es tan reducido, que puede considerarse inexistente la conducción

de calor hacia el exterior del cable, soportando el aislante toda la carga térmica.

La duración de la corriente de corto circuito, la determina el tiempo a la cual fue

ajustada la protección.

b.2 Calíbre mínimo permitido

Cuando los conductores van instalados en canalizaciones serán de calibre 8

AWG en cobre y mayores deben ser del tipo cableados es decir no se acepta

conductor solido o alambre. En circuitos de iluminación se específica como

calibre mínimo el conductor de cobre con una sección mínima de 12 AWG y en

circuitos de fuerza se utilizará conductor de cobre de 10 AWG.

2.2.7 Cálculos de Corrientes de Cortocircuito.

Las dimensiones de una instalación eléctrica y de los materiales que se instalan

así como la determinación de las protecciones de personas y bienes precisan el

cálculo de las corrientes de cortocircuito en cualquier punto de la red.

20

Se produce un cortocircuito en un sistema eléctrico de potencia, cuando entran

en contacto, entre si o con tierra, conductores correspondientes a distintas

fases. Normalmente las corrientes de cortocircuito son muy elevadas, entre 5 y

20 veces el valor máximo de la corriente de carga en el punto de falla.

2.2.8 Fuentes de Corto Circuito (Enriquez H. , Elementos de Diseño de las

Instalaciones Eléctricas Industriales, 2002, pág. 142)

Cuando se hace un estudio para determinar la magnitud de las corrientes de

cortocircuito, es muy importante que se consideren todas las fuentes de

cortocircuito y que las características de las impedancias sean conocidas. Así

tenemos fuentes de cortocircuito como:

Los generadores

Los motores síncronos

Los motores de inducción

La compañía suministradora de energía eléctrica

a.1 Clases de Corto Circuitos

Las fallas o cortocircuitos, pueden ocurrir en un sistema eléctrico de potencia

trifásica en varias formas, el dispositivo de protección o equipo debe tener la

capacidad de interrumpir cualquier tipo de falla. Existen principalmente cuatro

tipos de fallas en sistemas eléctricos de potencia:

Falla trifásica sólida

Falla de fase a fase

Falla de fase a tierra

21

Falla trifásica a tierra

a.2 Consecuencias de los Cortocircuitos (Dumas, 2000, pág. 9)

Depende de la naturaleza y duración de los defectos, del punto de la instalación

afectado y de la magnitud de la intensidad:

a) Según el lugar del defecto, la presencia de un arco puede:

Degradar los aislantes,

Fundir los conductores,

Provocar un incendio o representar un peligro para las personas.

b) Según el circuito afectado, pueden presentarse:

Sobreesfuerzos electrodinámicos, con: deformación de los JdB

(juegos de barras), arrancado o desprendimiento los cables.

c) Sobrecalentamiento debido al aumento de pérdidas por efecto Joule, con

riesgo de deterioro de los aislantes.

d) Para los otros circuitos eléctricos de la red afectada o de redes próximas:

Figura 2.1: Clases de corto circuito.

22

Bajadas de tensión durante el tiempo de la eliminación del defecto

de algunos milisegundos a varias centenas de milisegundos,

Desconexión de una parte más o menos importante de la

instalación según el esquema y la selectividad de sus

protecciones,

Inestabilidad dinámica y/o pérdida de sincronismo de las

máquinas,

Perturbaciones en los circuitos de mando y control.

a.3 Etapas para el Cálculo de Corrientes de Cortocircuito. (Enriquez H. ,

El ABC de las Instalaciones Eléctricas Industriales, 1988, pág. 383)

Los siguientes pasos identifican las consideraciones básicas para la realización

de cálculos de cortocircuito de acuerdo al método del MVA, los pasos básicos

son los siguientes:

1. Preparar un diagrama unifilar del sistema, incluyendo todas las

componentes significativas del sistema.

2. Determinar los puntos de falla y el tipo de corriente de cortocircuito.

3. Preparar un diagrama reemplazando cada elemento del diagrama unifilar

por su equivalente en MVA.

4. Para el punto de falla designado y las condiciones de falla, reducir la red

de manera que se obtenga un diagrama simplificado en el que consten la

potencia equivalente en MVA antes y después de la falla.

5. Calcular la corriente de cortocircuito de la potencia en MVA resultante del

equivalente en serie o paralelo de acuerdo a la ubicación de la falla. El

cálculo del equivalente paralelo corresponde al equivalente en serie y

viceversa.

23

En el sentido más elemental, el valor de la corriente de cortocircuito simétrica,

se obtiene por el uso apropiado de la impedancia en la ecuación básica:

(2.2)

Dónde: E: Tensión en el sistema

Z o X: Impedancia equivalente del sistema que incluye la

red y las fuentes de cortocircuito.

2.2.9 Selección de Elementos de Corte y Protección.

La elección de un dispositivo de protección no es el resultado de un estudio

aislado, sino uno de los pasos más importantes en el diseño del sistema

eléctrico.

Basada en un análisis del comportamiento de los equipos eléctricos (motores,

transformadores, etc.) durante los fallos y los fenómenos producidos.

En el origen de todo circuito se establecerá un dispositivo de protección cuya

capacidad de corte estará de acuerda con la intensidad de corto circuito que

pueda presentarse en el punto de su conexión.

El ajuste de la sensibilidad de los límites dentro de los cuales debe operar el

dispositivo de protección, se ubica entre las corrientes máximas de carga y las

corrientes máximas de falla.

Se recomienda que para aplicar el criterio de selección de los elementos de

corte y protección debe tenga en cuenta los siguientes requerimientos y

características:

24

Las condiciones de selectividad o protección en serie de la instalación.

Importancia económica y/o estratégica de los equipos alimentados.

Robustez suficiente para soportar los esfuerzos mecánicos.

Capacidad para soportar los esfuerzos térmicos de la corriente más alta

que pueda ocurrir.

Rapidez de respuesta del sistema de protecciones para interrumpir y

aislar la zona donde aparezca el corto circuito.

Capacidad de los elementos de corte para disipar la energía del arco.

Consideraciones de tipo económico.

2.2.10 Confirmación de Elementos de Corte y Protección. (Jacome, 2005)

Después de haber obtenido los diferentes datos actualizados de los elementos

del sistema en estudio procedemos a realizar los correspondientes cálculos

como son:

Caídas de voltaje en conductores,

Corrientes de corte circuito,

Redimensionamiento de los elementos de corte y protección.

A continuación se debe realizar una exhaustiva comparación entre los

elementos instalados y los elementos seleccionados mediante el nuevo

dimensionamiento y efectuamos la confirmación de los elementos cuando en

ambos casos tengan las mismas características; caso contrario se

proporcionará las correspondientes recomendaciones para el cambio o

readecuación de cada uno de los elementos del sistema.

2.2.11 Coordinación de Protecciones.

25

Las funciones de protección constituyen un sistema coherente que depende de

la estructura global del sistema eléctrico de potencia. Se deben considerar por

lo tanto como un sistema basado en el principio de selectividad, que consiste

en aislar la parte defectuosa del sistema eléctrico, y sólo esa parte, tan rápido

como sea posible y dejar en tensión las partes libres de fallos del sistema

eléctrico.

Los dispositivos de protección deben ser dimensionados y coordinados con

otros, de tal manera que opera primero sólo el dispositivo de protección que se

encuentre más cercano a la falla; si por alguna razón no actúa, entonces debe

operar el siguiente, viendo la configuración de la fuente hacia la falla.

La selección de los dispositivos de protección, se realizara mediante el análisis

de las características interruptoras apropiadas y el conocimiento de sus curvas

Tiempo-Corriente.

2.3 PROPUESTAS DE SOLUCIÓN.

Este es el resultado de la ejecución de la metodología planteada para el

rediseño, en este punto se da a conocer las diferentes soluciones en función de

un análisis técnico-económico y de factibilidad para cada una de las fallas

encontradas.

2.4 REFERENCIAS TÉCNICAS PARA LA PROYECCIÓN DE CARGA

Para el caso clientes comerciales e industriales, se deberá hacer referencia

también a las ampliaciones y remodelaciones proyectadas en un período de

tiempo inferior a 10 años para el diseño de los centros de transformación.

26

Según las Normas para Sistemas de Distribución de la Empresa Eléctrica Quito

establece que en el dimensionamiento de los componentes de la red primaria

se deberá considerar el período de tiempo de 15 años, así en el

dimensionamiento de los centros de transformación y de la red secundaria se

deberá considerar el número de usuarios totales, incluyendo los existentes y los

proyectados, para el período de tiempo de 10 años a partir de la fecha de

ejecución del proyecto. (E.E.Q, 2009, pág. 47)

2.5 CALIDAD DE ENERGÍA.

La calidad de la energía eléctrica abarca el análisis de todos los parámetros

relativos a la evolución de la tensión y corriente entregada por parte de los

distribuidores a los consumidores.

Estos parámetros (nivel de voltaje, fliker, armónicos, desequilibrio etc.),

describen una onda de voltaje y corriente dando la información acerca de la

calidad de energía eléctrica.

La mala calidad en el servicio de energía eléctrica puede causar grandes

inconvenientes a las instalaciones eléctricas, pudiendo llegar significativos

daños a la instalación y a los equipos eléctricos conectados.

27

En los sistemas eléctricos de potencia, se suele considerar a la perturbación

como

cualq

uier

desvi

ación

con

respe

cto a

la

forma de onda sinusoidal, teórica, producida en los centros de generación.

La desviación se puede dar en cada uno de los parámetros de la onda, es decir:

frecuencia, amplitud, forma de onda y simetría entre fases.

2.5.1 Balance de Fases.

Figura 2.2: Voltaje de las fases de un sistema trifásico. Entre cada una de las fases hay un desfase de 120º.

28

El balance de fases consiste en transferir carga entre fases de cada uno de los

nodos del sistema, esta transferencia se realiza de forma manual teniendo en

cuenta los diferentes tipos de conexión de las cargas. El balance total del

sistema no es posible conseguirlo debido a las características de desbalance

propias de las cargas y las configuraciones de las líneas (monofásicas,

trifásicas, etc.)

Un sistema trifásico se califica como desbalanceado cuando los módulos de la

componente fundamental de las tensiones del sistema no son iguales y/o

cuando los ángulos de desfase entre las tensiones del mismo no son iguales.

El desbalance de tensión también puede estimarse como la máxima desviación

de tensión respecto al promedio de las tres fases, dividido entre el promedio de

las tres fases.

a.1 Límites.

Según la UNE-EN 50160, en condiciones normales de operación, para cada

período de una semana, el 95 % de los valores eficaces calculados en 10

minutos de la componente inversa de la tensión de alimentación deben situarse

entre el 0 y el 2 % de la componente directa.

a.2 Causas

Las causas de los desbalances pueden ser varias e incluso combinarse, entre

las principales se consideraran las siguientes:

Conexión de cargas monofásicas en redes trifásicas.

Bancos de transformadores en estrella y delta abierta alimentando

cargas apartadas.

29

Operación bajo falla de equipos de corrección del factor de potencia.

Impedancias asimétricas en las redes de alimentación.

Falta de fase en algunos puntos del sistema.

Fallas monofásicas a tierra no identificadas.

Desperfectos en los empalmes, uniones y contactos.

Fuente de suministro inestable o desbalanceada.

Figura 2.3: Red trifásica desbalanceada

a.3 Efectos

El desbalance en los sistemas eléctricos industriales en forma general puede

ocasionar:

Aumento de las pérdidas de potencia y energía eléctrica activa en los

elementos del sistema y, por ende, del costo de la energía eléctrica.

Calentamiento adicional de máquinas, limitándose la capacidad de carga

nominal.

Aumento de las caídas de tensión.

30

Reducción de los sistemas de distribución en el de transporte de

potencia.

Incremento de la posibilidad de averías y encarecimiento de los costos

de inversión y explotación del sistema.

Según se establece en la norma IEEE 1159 un desbalance puede resultar en un

25% de aumento del calentamiento en algunos motores.

El valor recomendado de 2 %, es compatible con criterios internacionales

además de ser un valor máximo aconsejado desde el punto de vista de los

perjuicios a los que son sometidas ciertas cargas con alimentación

desbalanceada.

2.5.2 Factor de Potencia

Las cargas industriales en su naturaleza eléctrica son de carácter reactivo, a

causa de la presencia principalmente de equipos de refrigeración, motores, etc.

Este carácter reactivo obliga que junto a la potencia activa (KW) exista una

potencia llamada Reactiva (KVAR), las cuales en su conjunto determinen el

comportamiento operacional de dichos equipos y motores. Esta potencia

reactiva ha sido tradicionalmente suministrada por las empresas de electricidad,

aunque puede ser suministrada por las propias industrias.

Factor de Potencia (Fp), es la relación entre la potencia activa y la

potencia aparente. Es el coseno del ángulo de desfase entre el fasor

corriente y el fasor voltaje.

)(

)(

KVAS

KWP

arentePotenciaAp

tivaPotenciaAcFp

(2.3)

31

Figura 2.4: Triángulo de potencias eléctricas.

Dentro del concepto de Potencia Aparente o transportada se incluirá cualquier

tipo de potencia fluctuante que se transporta pero que no es útil, tal como la

potencia reactiva y la debida a distorsión armónica.

a.1 Causas.

Las principales causas de un factor de potencia bajo es debido a que en el SEP

existen cargas inductivas (motores, transformadores), capacitivas. Estas cargas

requieren potencia reactiva para su correcto funcionamiento. Al aumentar la

energía reactiva aumenta la potencia aparente y el factor de potencia

disminuye. Un bajo factor de potencia se produce:

- Por cargas industriales (motores, transformadores, alumbrado fluorescente

y otras), absorben potencia activa y potencia reactiva de tipo inductivo.

- La potencia reactiva es una potencia puramente fluctuante que los

receptores absorben y devuelven a la red.

32

- Implica el transporte de corriente extra (corriente reactiva) y por tanto una

corriente total mayor que la estrictamente necesaria para obtener el

trabajo útil.

- Produce pérdidas “innecesarias” en la instalación y obliga a un mayor

dimensionado de los generadores y líneas de transporte.

a.2 Beneficios.

Uno de los principales beneficios de tener un buen factor de potencia en las

redes eléctricas es que la mayoría de la potencia entregada es consumida por

las cargas, de esta manera será convertida en trabajo. Por lo tanto las

corrientes no son distorsionadas, así la contaminación armónica en la red es

mínima.

Al tener un buen factor de potencia no hay disipación de potencia en las redes

de distribución de energía por lo tanto no hay caídas de voltaje en la red ni

sobrecalentamiento de las cargas eléctricas.

a.3 Consecuencias.

La principal consecuencia de tener un bajo factor de potencia, es la generación

de componentes armónicas, provocando un mal funcionamiento del equipo

eléctrico conectado a la red (transformadores, interruptores, sistemas de

telefonía), produciendo un sobrecalentamiento en las cargas eléctricas, cortes

de energía y sobrecalentamiento del nodo neutral en los sistemas trifásicos. En

si otras consecuencias como ruido eléctrico, fluctuaciones de voltaje,

transitorios, etc.

33

Figura 2.5: Tipos de distorsiones de armónicas.

a.4 Compensación

La finalidad de corregir el factor de potencia es disminuir o aun eliminar el costo

de energía reactiva en el costo de la factura de para lograr esto es necesario

distribuir unidades capacitivas, dependiendo de su utilización, en el lado del

usuario del medidor de potencia. Existen varios métodos de corrección de factor

de potencia, entre los que se destacan la instalación de capacitores eléctricos o

bien, la utilización de motores síncronos que finalmente actúan como

capacitores. (catarina.udlap, 2013)

Los capacitores generan energía reactiva de sentido inverso a la consumida en

la instalación. La aplicación de estos neutraliza el efecto de las pérdidas por

campos magnéticos. Al instalar capacitores se reduce el consumo total de

energía (activa + reactiva).

34

Para el uso racional de la energía, es prioritaria la Corrección del Factor de

Potencia. En la compra de artefactos y maquinarias existen algunas marcas que

ya traen compensada esta energía a valores exigibles por las Prestadoras.

El mantenimiento de valores controlados del factor de Potencia redundara en su

beneficio y en el de las empresas, ya que

- Aumentará la vida útil de la instalación.

- Evitará la penalización en la facturación.

- Mejorará la regulación de la tensión de suministro.

- Reducirá les pérdidas por recalentamiento en líneas y elementos de

distribución.

Tabla 2.11: Tipo de Compensación

TIPO DE

COMPENSACIÓN APLICACIONES

ENTORNO DOMÉSTICO

Compensación Individual

- Alumbrado - Electrodomésticos

ENTORNO INDUSTRIAL

AT (Alta Tensión)

Compensación individual en AT – MT

- Cargas de potencias muy altas.

- Cargas muy alejadas de la acometida

Compensación global en AT

- Pocos receptores de gran potencia

- Compensación basta combinada con otra más fina en BT

CONTINÚA

35

Para usuarios con transformador propio se suele implementar la compensación

de forma global a nivel de barras de BT del transformador.

Los condensadores de potencia, tanto para baja tensión coma para media

tensión. Son condensadores de dieléctrico seco (polipropileno) con bajas

pérdidas (menos de 0,5 W por kvar).

En compensación global, la potencia reactiva total se fracciona en escalones de

condensadores de potencias adecuadas y en caso de desconectar cargas

deben desconectarse también grupos de condensadores.

MT (Media Tensión)

BT (Baja Tensión)

Compensación individual en BT

- Cargas de potencias medias y altas

- Transformadores de distribución.

- Cargas muy alejadas de la acometida

Compensación global en BT y MT

- En BT se aplica a la mayoría de los casos a nivel de cada abonado.

- En MT o grandes consumidores se aplica a nivel de subestación

36

Figura 2.6: Tipos de instalaciones de capacitores para corregir el factor de potencia.

2.5.3 Distorsión Armónica

Los armónicos distorsionan la forma original de la onda de voltaje y de la

corriente suministrada, esto produce al sumar a la onda fundamental de 60 Hz

ondas de frecuencia de múltiplos enteros de la fundamental.

a.1 Fuentes de armónicos

Se debe principalmente a la conexión a la red eléctrica de máquinas con núcleo

magnético saturado, convertidores estáticos (rectificadores controlados y no

controlados, sistemas de alimentación ininterrumpida, fuentes conmutadas) y

otras cargas no lineales. Casi todas las cargas críticas como lo son los equipos

electrónicos soportan una distorsión máxima del 5%.

(www.afinidadelectrica.com, 2013)

Existen varios equipos que producen armónicos, distorsionando el estado ideal

de las redes eléctricas. Algunos son producto de la aplicación de dispositivos de

electrónica de potencia utilizados para el control moderno de las redes

eléctricas.

37

- Convertidores Electrónicos de Potencia: Equipos de Computación,

Control de Luminarias, UPS, Variadores Estáticos de Velocidad, PLC´s,

Control de Motores, Televisores, Microondas, Fax, Fotocopiadoras,

Impresoras, etc.

- Equipos con Arqueo de Electricidad: Hornos de Fundición, Balastros

Electrónicos, Equipos de Soldadura Eléctrica, Sistemas de Tracción

Eléctrica.

- Equipos Ferromagnéticos: Transformadores Operando Cerca del Nivel

de Saturación.

a.2 Efectos en la carga y en el sistema eléctrico

El ángulo al cual los armónicos pueden ser tolerados es determinado por la

susceptibilidad de la carga (o fuente de potencia) hacia ellos.

Los principales inconvenientes causados por los armónicos se pueden resumir

en:

Efectos casi-instantáneos:

Fallo de interruptores automáticos por efecto di/dt.

Operación incorrecta de contactores y relés.

Interferencia con sistemas de comunicación (telemandos y sistemas

telefónicos).

Reseteo de ordenadores y errores en PLC´s.

38

Efectos medios o cuadráticos:

Calentamiento y hasta destrucción de condensadores por sobre tensión.

Su impedancia decrece proporcionalmente con el orden de los armónicos

presentes.

Sobrecalentamiento y averías en transformadores.

Calentamiento de motores de inducción.

Errores en equipos de medida:

Pérdidas en el cobre de los conductores por efecto skin. Efecto

proporcional a la frecuencia, en corriente alterna la intensidad se acumula

en los extremos del cable por lo que se reduce la sección efectiva del

mismo.

Una elevación de sólo 10ºC de la temperatura máxima del aislamiento de

un conductor reduce a la mitad su vida útil.

Intensidades en los conductores del neutro, incluso en redes equilibradas

producido por los armónicos triples (3, 6, 9, 12, ...)

Figura 2.7: Efectos de los armónicos.

39

Efecto en el conductor neutro

En muchos ejemplos el conductor neutro se disminuía en tamaño con respecto

a los conductores de fase; bajo condiciones balanceadas de operación en

cargas monofásicas no lineales, el neutro común de los tres circuitos

monofásicos es portador de armónicos triples de secuencia cero, los cuales son

aditivos en el conductor neutro.

Un conductor neutro puede fácilmente sobrecargarse cuando alimenta, cargas

no lineales balanceadas o desbalanceadas. Las corrientes armónicas triples de

secuencia cero fluyen en los conductores neutros, a pesar del balance de las

cargas y su efecto se refleja la sobrecarga de las barras del neutro.

Figura 2.8: Circulación de la tercera armónica por el neutro de transformadores

a.3 Medios para atenuar y/o eliminar armónicos

Filtros pasivos (BT/AT).- Están formados por baterías de condensadores con

reactancias de rechazo. Este conjunto forma un circuito serie resonante

Ia

Ib

Ic

In

40

sintonizado a una frecuencia inferior a la del armónico más común (5º). A

frecuencias armónicas el valor de la reactancia es dominante y el escalón es,

por tanto, inductivo. No hay amplificación armónica, ya que no existe circuito

resonante paralelo entre el circuito serie condensador-reactancia y la red

exterior. La batería actúa también como filtro de absorción, eliminando

parcialmente (15 a 20%) las corrientes armónicas de menor frecuencia del

sistema.

Figura 2.9: Principio de utilización de un filtro pasivo.

Filtros Activos.- Los filtros activos eliminan los armónicos (desde el 2º hasta el

50), tanto en las fases como en el neutro en tiempo real (tiempo de respuesta

inferior a 1 ms), pudiendo compensar también la potencia reactiva. Usan la

electrónica de potencia para producir componentes anti-armónicos los mismos

que cancelan las componentes armónicas generadas desde las cargas no

lineales. Tienen elementos de estado sólido que están sintonizados a la

frecuencia de las armónicas que producen el problema en el sistema y los

mismos se disparan cuando el armónico pasa por el cero provocando do un

armónico de polaridad y amplitud contraria al existente.

41

Figura 2.10: Principio de utilización de un filtro activo

Utilización de transformadores en conexiones particulares.- Para eliminar

ciertos armónicos se utilizan algunos tipos de conexiones especiales en los

transformadores.

- Una conexión delta-estrella-delta eliminan los armónicos de orden 5 y 7.

- Una conexión delta-estrella elimina los armónicos de orden 3, lo que

generalmente se realiza es conectar los devanados del transformador en

Delta.

2.5.4 Flicker

Es una variación rápida de tensión de forma repetitiva, similar a la modulación

de amplitud de una onda de alta frecuencia por una onda de baja frecuencia, la

cual se puede observar en la figura 2.11. Produce en las lámparas un parpadeo

visible y molesto; se debe principalmente al funcionamiento de hornos de arco y

equipos de soldadura. En general no produce daños en los equipos a menos

que la variación sea muy pronunciada.

42

Figura 2.11: Onda típica del efecto Flicker

El Flicker (parpadeo) es la impresión de inestabilidad de la sensación visual

debida a un estímulo luminoso en el cuál la luminosidad o la distribución

espectral fluctúan en el tiempo.

a.1 Efectos del Flicker

Estas fluctuaciones pueden afectar el funcionamiento de equipos sensibles (sin

llegar a daños irreparables), como lo son: sistemas digitales de control,

electromedicina, PLC´s, instrumentación, anomalías en los sistemas de

iluminación, en especial en lámparas incandescentes y de descarga.

Debido a que la sensación de fluctuaciones rápidas de tensión (FLICKER) es

acumulativa, se puede presentar cansancio visual y dependiendo de la

frecuencia del fenómeno y de la sensibilidad de la persona que lo percibe,

puede ocasionar cefaleas, migrañas, ser causa de estrés y hasta llegar a ser un

riesgo de salud, particularmente para las personas propensas a la epilepsia

debido a que puede ocasionar crisis convulsivas.

43

2.6 NORMALIZACION SEGÚN EL CONELEC.

2.6.1 Regulación 004/01: Calidad del Servicio Eléctrico de Distribución.

(CONELEC)

Es necesario asegurar a un nivel satisfactorio la prestación de los servicios

eléctricos por lo que la presente Regulación se presenta para establecer los

niveles de calidad de la prestación del servicio eléctrico de distribución y los

procedimientos de evaluación a ser observados por parte de las Empresas

Distribuidoras.

Los aspectos de calidad del producto técnico que se controlarán son el nivel de

voltaje, las perturbaciones y el factor de potencia, siendo el Distribuidor

responsable de efectuar las mediciones correspondientes, el procesamiento de

los datos levantados, la determinación de las compensaciones que pudieran

corresponder a los consumidores afectados y su pago a los mismos.

a.1 Nivel de Voltaje

b.1 Índice de Calidad

100*V

VV(%)V

n

nk

k

(2.3)

Dónde:

Vk: Variación de voltaje, en el punto de medición, en el intervalo k de 10

minutos.

Vk: Voltaje eficaz (rms) medido en cada intervalo de medición k de 10

minutos.

44

Vn: Voltaje nominal en el punto de medición.

La calidad de voltaje se determina como las variaciones de los valores

eficaces (rms) medidos cada 10 minutos, con relación al voltaje nominal en los

diferentes niveles.

b.2 Límites

Las variaciones de voltaje admitidas con respecto al valor del voltaje nominal se

señalan a continuación:

Tabla 2.22: Variaciones de Voltaje

Subetapa 1 Subetapa 2

Alto Voltaje 7,0 % 5,0 %

Medio Voltaje 10,0 % 8,0 %

Bajo Voltaje. Urbanas 10,0 % 8,0 %

Bajo Voltaje. Rurales 13,0 % 10,0 %

Fuente: CONELEC “Regulación Nº004/01” – Pag. 6

45

a.2 Armónicos

b.1 Índices de Calidad

(2.4)

Dónde:

THD: Factor de distorsión total por armónicos, expresado en porcentaje.

Vi: Valor eficaz (rms) del voltaje armónico “i” (para i = 2... 40) expresado

en voltios.

Vn: Voltaje nominal del punto de medición expresado en voltios.

b.2 Límites

Los valores eficaces (rms) de los voltajes armónicos individuales (Vi’) y los THD,

expresados como porcentaje del voltaje nominal del punto de medición

respectivo, no deben superar los valores límite (Vi´ y THD´) señalados a

continuación. Para efectos de esta regulación se consideran los armónicos

comprendidos entre la segunda y la cuadragésima, ambas inclusive.

100*

40

2

2

n

i

i

V

V

THD

46

Tabla 2.33: Tolerancia

ORDEN (n) DE LA ARMONICA Y THD

TOLERANCIA |Vi´| o |THD´| (% respecto al voltaje nominal del punto de

medición)

V > 40 kV (otros puntos)

V 40 kV (trafos de distribución)

Impares no múltiplos de

3

5 2.0 6.0

7 2.0 5.0

11 1.5 3.5

13 1.5 3.0

17 1.0 2.0

19 1.0 1.5

23 0.7 1.5

25 0.7 1.5

> 25 0.1 + 0.6*25/n 0.2 + 1.3*25/n

Impares múltiplos de

tres

3 1.5 5.0

9 1.0 1.5

15 0.3 0.3

21 0.2 0.2

Mayores de 21 0.2 0.2

Pares

2 1.5 2.0

4 1.0 1.0

6 0.5 0.5

8 0.2 0.5

10 0.2 0.5

12 0.2 0.2

Mayores a 12 0.2 0.5

THD 3 8

47

a.3 Parpadeo (Flicker)

b.1 Índice de calidad

Para efectos de la evaluación de la calidad, en cuanto al flicker, se considerará

el Índice de Severidad por Flicker de Corta Duración (Pst), en intervalos de

medición de 10 minutos, definido de acuerdo a las normas IEC; mismo que es

determinado mediante la siguiente expresión:

5010311.0 08.028.00657.00525.00314.0 PPPPPPst (2.5)

Dónde:

Pst: Índice de severidad de flicker de corta duración.

P0.1, P1,P3,P10,P50: Niveles de efecto “flicker” que se sobrepasan durante el

0.1%, 1%, 3%, 10%, 50% del tiempo total del periodo de observación.

b.2 Límites

El índice de severidad del Flicker Pst en el punto de medición respectivo, no

debe superar la unidad. Se considera el límite Pst = 1 como el tope de

irritabilidad asociado a la fluctuación máxima de luminancia que puede soportar

sin molestia el ojo humano en una muestra específica de población.

48

a.4 Factor de Potencia

b.1 Índice de Calidad

Para efectos de la evaluación de la calidad, en cuanto al factor de potencia, si

en el 5% o más del período evaluado el valor del factor de potencia es inferior a

los límites, el Consumidor está incumpliendo con el índice de calidad.

b.2 Límite

El valor mínimo es de 0,92.

b.3 Cargos por bajo factor de potencia

En registros de un factor de potencia medio mensual inferior a 0,92 el

distribuidor aplicará los cargos establecidos en el Reglamento de Tarifas, en

concepto de cargos por bajo factor de potencia.

b.4 Causas del Bajo Factor de Potencia

La potencia reactiva, la cual no produce un trabajo físico directo en los equipos,

es necesaria para producir el flujo electromagnético que pone en

funcionamiento elementos tales como: motores, transformadores, lámparas

fluorescentes, equipos de refrigeración y otros similares. Cuando la cantidad de

estos equipos es apreciable, los requerimientos de potencia reactiva también se

hacen significativos, lo cual produce una disminución exagerada del factor de

potencia. Un alto consumo de energía reactiva puede producirse como

consecuencia principalmente de:

Un gran número de motores.

Presencia de equipos de refrigeración y aire acondicionado.

49

La subutilización de la capacidad instalada en equipos electromecánicos,

por una mala planificación y operación en el sistema eléctrico de la

industria.

b.5 Ventajas de Corregir el Factor de Potencia.

La mejora del factor de potencia de una instalación, presenta múltiples ventajas

de orden económico y eléctrico que permiten reducir el valor de la planilla.

Corregir el factor de potencia ayuda a proteger las instalaciones eléctricas

internas y recibir una calidad de servicio adecuada, por lo tanto es muy útil estar

informados acerca de la importancia del factor de potencia de consumo y si se

realiza incorporaciones de nuevas maquinarias o equipos eléctricos en las

instalaciones tenemos que asegurarnos que sean de primera calidad y que

estén correctamente compensados.

Mejorar el factor de potencia no es otra cosa que compensar los excesivos

consumos de energía reactiva, para lo cual resulta práctico y económico instalar

bancos de capacitores o condensadores.

2.7 ESTADO DE FALLA

2.7.1 Variaciones de corriente.

Las variaciones de corriente eléctrica se comprenden como las corrientes que

sobrepasan el valor nominal correspondiente. Estas corrientes son originadas

por las siguientes causas.

50

2.7.2 Variaciones de voltaje

La variación de voltaje se produce por la caída de voltaje debida a la corriente.

Entre más alta la corriente, mayor caída; entre más resistencia, mayor caída;

por lo que ponen en riesgo las instalaciones eléctricas.

Contactos eléctricos desgastados o de mala calidad

Sobre voltajes de origen atmosférico

Ondas de voltaje en sistemas a tierra

Adición de "contactos múltiples" a unos pocos contactos originales.

Conductores con excesiva longitud y carga.

2.7.3 Corrientes de cortocircuito

El cortocircuito es una conexión de poca impedancia entre dos puntos entre los

que existe una diferencia de potencial, dando lugar a una corriente de

intensidad muy elevada

Las causas del cortocircuito son principalmente fallos de aislamiento de la

instalación o fallos en los receptores conectados, por avería o conexión

incorrecta. Sus efectos pueden ser:

a.1 Térmicos:

La corriente muy elevada produce calentamiento de los conductores por efecto

Joule.

En el cortocircuito, por su pequeña duración, el calor producido se utiliza

exclusivamente en elevar la temperatura del conductor (que alcanza su

51

temperatura máxima admisible en milisegundos) sin ceder calor al exterior,

provocando la destrucción del conductor.

a.2 Electrodinámicos:

Las fuerzas de atracción o repulsión que aparecen entre conductores por efecto

del campo magnético creado a su alrededor por la corriente que los recorre, son

directamente proporcionales al producto de esas corrientes e inversamente

proporcionales a la distancia entre conductores. Las corrientes de cortocircuito,

de valor muy elevado, hacen que estas fuerzas electrodinámicas sean también

muy elevadas, pudiendo destruir las barras de conexión.

2.8 PROTECCIÓN CONTRA CORTOCIRCUITOS

Se utilizan principalmente interruptores automáticos y fusibles, pudiendo

utilizarse también la combinación de fusible-interruptor automático, y fusible-

contactor-relé térmico.

La condición de protección es que el dispositivo de protección actúe, cortando

la corriente de cortocircuito, antes de que la instalación resulte dañada por

efecto térmico o electrodinámico.

2.8.1 Criterios de selección de protección

a.1 Protección con un interruptor termomagnético

Poder de corte del interruptor mayor que la máxima intensidad de

cortocircuito

Intensidad de cortocircuito mínima (cortocircuito al final de la línea)

mayor que la intensidad de regulación del disparador electromagnético.

52

El interruptor debe cortar la corriente de cortocircuito en un tiempo

inferior a aquel que hace tomar al conductor una temperatura superior a

su temperatura límite. Así en el cortocircuito el conductor no llegará a la

temperatura máxima admisible. La intensidad de cortocircuito máxima

debe ser menor que la intensidad que corresponde a la energía disipada

admisible en el conductor.

a.2 Protección con un fusible

Poder de corte del fusible mayor que la máxima intensidad de

cortocircuito

Intensidad de cortocircuito mínima (cortocircuito al final de la línea)

mayor que la intensidad mínima a la que el fusible protege al conductor.

Los fusibles, por su rapidez de actuación, limitan mucho la energía disipada en

cortocircuito. Deben cogerse de calibre ligeramente superior a la intensidad de

utilización de la línea.

La protección mediante la combinación de fusible-contactor y relé térmico se

utilizan en la protección de motores. El fusible protege contra cortocircuitos y el

contactor con el relé térmico protegen contra sobrecargas. El fusible debe

resistir sin fundirse la corriente de arranque del motor.

Los dispositivos de protección se sitúan en el origen de la instalación y en los

puntos donde se produzca una reducción de la corriente admisible. Los

dispositivos protegen la parte de la instalación situada a continuación de ellos.

2.8.2 Coordinación

53

Los dispositivos de protección se utilizan para minimizar los efectos de las

fallas sobre los sistemas eléctricos; por lo que la coordinación es una

característica fundamental que se puede atribuirse a un sistema de protección

en conjunto.

Los estudios de coordinación de protecciones son necesarios para

seleccionar o verificar las características de los dispositivos de protección tales

como fusibles, interruptores en baja tensión, restauradores y relevadores que se

usan en los esquemas de protección para liberar las fallas. Con estos estudios

se determinan los ajustes que proporcionen selectividad cuando se requiera

aislar una falla. El objetivo principal de estos estudios es la protección del

equipo y el aislamiento selectivo de la falla, esto debe ser consistente con los

requerimientos de operación del sistema eléctrico.

2.8.3 Filosofía

La filosofía de la protección de los sistemas eléctricos consiste en la rápida

detección y aislamiento lo más localmente que se pueda de la porción dañada

del sistema, cuando una falla u otra condición anormal que genera una sobre-

corriente pueda dañar o afectar la operación de cualquier parte de la red

eléctrica.

2.9. SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA.

2.9.1 Definición

La puesta a tierra se puede definir como el conjunto constituido por una o más

tomas de tierra interconectada y sus conductores de tierra correspondientes,

conectado al borne principal de tierra.

54

Un sistema puesta a tierra es una de las partes más importantes de un sistema

eléctrico, ya que brinda seguridad al personal y demás instalaciones.

2.9.2 Funciones de un sistema puesta a tierra

Las funciones de un sistema de Puesta a Tierra son:

Garantizar condiciones de seguridad a los seres vivientes.

Permitir a los equipos de protección apartar rápidamente las fallas

Conducir y disipar con suficiente capacidad las corrientes de falla,

electrostática y de rayo.

Realizar una conexión de baja resistencia con la tierra y con puntos de

referencia de los equipos.

2.9.3 Tipos de puesta a tierra

a.1 Puesta a Tierra de Protección

La puesta a tierra de protección sirve para evitar accidentes personales cuando

se producen contactos directos o indirectos, esta protección se realiza gracias

al conjunto de conexión, encerramiento, canalización, cable y clavija que se

acoplan a un equipo eléctrico, para prevenir descargas por contactos con partes

metálicas energizadas accidentalmente.

a.2 Puesta a Tierra de Servicio

La puesta a tierra de Servicio es aquella que pertenece al circuito de la corriente

de trabajo, sirve tanto para condiciones de funcionamiento normal como de

falla.

a.3 Puesta a Tierra a Tiempo Temporal.

55

Se trata de un dispositivo puesto en cortocircuito y a tierra, para protección de

personal que trabaja con redes energizadas.

CAPÍTULO 3

DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO ACTUAL DEL

COMANDO LOGÍSTICO REINO DE QUITO (COLOG).

3.1 RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN EXISTENTE.

El Comando Logístico Reino de Quito, actualmente es alimentado por el

servicio de suministro eléctrico por la Empresa Eléctrica Quito S.A, desde la

Subestación N° 3 Barrio Nuevo por medio de una línea de media tensión de

(6.3 KV). Las diferentes unidades del Comando son alimentadas mediante siete

diferentes centros de transformación distribuidos alrededor del Comando debido

a la extensión de la misma.

La información ha sido proporcionada por el Departamento de Logística del

Comando en función de los archivos existentes que se detallan en los

siguientes ítems:

Planos arquitectónicos de todas las unidades y dependencias.

Planillas de facturación del servicio eléctrico.

Asesoría del personal encargado del área eléctrica.

CONTINÚA

56

3.2 LEVANTAMIENTO DE PLANOS Y DIAGRAMAS UNIFILARES DE MEDIO

VOLTAJE. (Jacome, 2005)

La línea de distribución de media tensión que alimenta los transformadores del

COMANDO LOGÍSTICO REINO DE QUITO (COLOG), es la descrita a

continuación. Ver plano eléctrico de la red de distribución de medio voltaje, (Ver

Anexo 2, Plano Nº1).

Tabla 3.14: Descripción del Alimentador de media tensión.

S/E

Nº NOMBRE

CAPAC. (MVA)

VOLT.

(KV)

ALIMENTADOR

PRIMARIO

03 Barrio Nuevo 15-20 6.3 B y C

3.2.1 Protecciones Instaladas.

Después de haber realizado la inspección a las instalaciones, se verificó las

protecciones ubicadas en la red de media tensión, las mismas que están

instaladas con fines de protección contra cortocircuitos y sobrecargas. A

continuación, se las describe de acuerdo a las principales características

eléctricas encontradas en cada una de ellas (Ver Diagrama Unifilar Anexo 2,

plano Nº2).

a.1 Punto de alimentación de la red primaria

Se refiere al Punto de Alimentación para la Línea y Red Primaria que

suministrarán de energía eléctrica a las localidades que conforman un Sistema

Eléctrico serán otorgadas por las Empresas Concesionarias.

57

Los dispositivos de protección y seccionamiento se localizan en el punto de

derivación de red aérea a red subterránea y han sido instalados de acuerdo al

requerimiento del valor máximo de la demanda de diseño.

Tabla 3.25: Descripción de la protección en el punto de alimentación

Tipo de instalación

Tensión nominal Tipo de protección y

seccionamiento Valor

Aérea - Subterránea

6.3 KV

3 Seccionadores – Fusible

20KV

3 Pararrayos Tipo Distribución 3 Ø

10 KV

a.2 Centros de transformación

Para la protección de sobre corrientes de los transformadores de distribución,

existen los siguientes dispositivos:

En el lado primario, para protección contra fallas de origen interno se dispone

de juegos de seccionadores fusibles provistos de tira-fusibles cuya corriente

nominal y característica de fusión se presentan en la Tabla 3.3 en función de la

potencia nominal de los transformadores. (Ver Diagrama Unifilar de Media

Tensión en el Anexo 2, plano Nº 2)

Tabla 3.36: Descripción de las protecciones en Medio Voltaje de los transformadores

DESCRIPCIÓN PROTECCIÓN INSTALADA POTENCI

A VOLTAJ

E CORRIENT

E

PROTECCIÓN

TIPO

CAPACIDAD

** ( KVA ) ( V ) (A)

MEDIA TENSIÓN

Protección General Fusible - 3P 30K 717,5 6300 65,27

Protección al CT1a-CT1b-CT1c.*

Fusible - 1P/3u

15K 120 6300 10,99

CONTINÚA

58

Protección CT1a Fusible - 1P/3u

12K 120 6300 10,99

Protección CT1b Sin protección - - - -

Protección CT1c Sin protección - - - -

Protección al CT2a-CT2b.* Fusible - 1P/3u

15K 120 6300 10,99

Protección CT2a Fusible - 1P/3u

12K 120 6300 10,99

Protección CT2b Fusible - 1P/3u

- - - -

Protección al CT3 – CT4 Fusible - 1P/3u

25K 237,5 6300 21,76

Protección CT3 Fusible - 1P/3u

15K 125 6300 11,45


15K 112,5 6300 10,30

Protección al CT5 – CT6 – CT7 Fusible - 1P/3u

25K 240 6300 21,99


12K 150 6300 13,75


12K 30 6300 2,74


12K 60 6300 5,49

* Transformadores en una misma cámara de transformación

** Designación del tirafusible; K= actuación rápida, H=actuación lenta, según EEI-NEMA

3.3 LEVANTAMIENTO DE CENTROS DE TRANSFORMACIÓN EN

BLOQUES.

El Comando logístico “REINO DE QUITO” tiene una extensión aproximada de

120.000 m2. En el mismo están distribuidos siete centros de transformación en

forma radial a partir del punto de alimentación, cubriendo las diferentes

unidades como se puede observar en el Anexo 3, plano Nº 3. Las

características de los transformadores y sus bloques de suministro, se resumen

en la siguiente tabla:

Tabla 3.47: Características y Dependencias de los transformadores

Centro de Transfor

KVA Voltaje Nominal

(Primario/Secundario)

Impedancia (%)

Dependencias (Ver plano Nº 3)

CONTINÚA

59

m.

CT1a (Ver plano Nº 8)

120 6.3 KV / 210-120 V 4.07

Prevención CEMTRA BAT-INTENDENCIA BAT-MAT-GUERRA Centro de Salud Urbano. Dormitorios Bat. Tropa Chasquis. Bodegas Intendencia. Dormitorio Instrucción Ciudadanos. Dormitorio Sres. Oficiales. Lavandería. Salón de Honor Comedor Servidores Públicos. Comedor Sres. Oficiales Comedor Personal Militar. Estacionamientos Reflectores canchas Gimnasio

CT2a (Ver plano Nº

29) 120 6.3 KV / 210-120 V 4.07

CEMMG Hangar de Piezas Taller de Tratamiento Superficial. Centro de Mecanizado Dormitorio Material de

CONTINÚA

60

Guerra.

CT3 (Ver plano Nº

41) 125 6.3 KV / 210-120 V 4.00

Talleres Veh. Tácticos Taller de Pintura Dormitorio Bat. Tropa Chasquis. Alumbrado Exterior de Talleres y Avenidas

CT4 (Ver plano Nº

47)

112,5

6.3 KV / 210-120 V 4.00

CEMINT Taller Mec. Pesada MED Administrativo, Bodega. Taller Fibra de Vidrio. Tapicería. Taller Mtto. Morteros. Carpintería. Taller de Alineación y Balanceo. Taller Tubos de Escape Alumbrado Exterior de Talleres y Avenidas.

CT5 (Ver plano

Nº59) 150 6.3 KV / 210-120 V 4.00

Departamento de Logística, Bodega. Guardería. Departamento de Recursos Humanos. Asesoría Jurídica.

CONTINÚA

61

Jefatura de la CC-25. Control de Comunicaciones. Alumbrado Exterior y Avenidas.

CT6 (Ver plano

Nº 69) 30 6.3 KV / 210-120 V 4

Comandancia General Depto. de Inteligencia Depto. Operaciones. Logísticas. Depto. Financiero. Bienestar Personal Bodegas Oficina CIA.

CT7

(Ver plano Nº 75)

60 6.3 KV / 210-120 V 3.98 Acometida – Lavadora, Bodegas.

Además existe un sistema de emergencia conformado por un generador

ubicado junto al transformador que concentra la mayor parte de carga instalada

en el Comando (ver Anexo 4), sus características se detallan a continuación:

Tabla 3.58: Características del generador

GENERADOR

(Ver plano Nº 06)

Marca Leray Somer

Modelo L8A 490-19

Potencia 125 KVA

Voltaje 220 V

CONTINÚA

62

Corriente 450 A

Revoluciones 1800 RPM

Factor de potencia 0.8

Dependencias Todas las alimentadas por el CT1a.

3.4 LEVANTAMIENTO DE DIAGRAMAS UNIFILARES DE BAJA TENSIÓN.

(Jacome, 2005)

Para el levantamiento de los diagramas unifilares es necesario disponer en lo

posible de planos y diagramas del sistema actualizados, caso contrario analizar

cómo se encuentra distribuido el sistema con el fin de facilitar el desarrollo del

estudio posteriormente. Así al no disponer con ningún plano eléctrico de

ninguna unidad, dependencias, se inició el levantamiento desde los tableros de

distribución principales de baja tensión correspondientes a cada uno de los

transformadores, cables, canalizaciones, hasta el final de las derivaciones de

las cajas de Breakers, siendo estos los más próximos a los puntos de carga (ver

Anexo 5).

3.4.1 Protecciones Instaladas.

En el sistema de baja tensión, la instalación comienza en el tablero general de

distribución, que contiene los aparatos de corte y seccionamiento que alimentan

a los tableros secundarios. En este ámbito, los aparatos involucrados abarcan

desde los Breakers, interruptores termomagnéticos y diferenciales del sistema y

fusibles requeridos para la protección contra sobrecargas y fallas originadas en

el circuito secundario, las protecciones empleadas en cada uno de los circuitos

se las pueden apreciar detalladamente en los diagramas unifilares del Anexo 5.

63

3.5 DETERMINACIÓN DE LA CARGA INSTALADA.

Mediante los resultados obtenidos en el levantamiento de diagramas unifilares

del sistema de cada una de los centros de transformación, se procedió a

determinar la Carga Instalada, la sumatoria de la carga está en función de la

Potencia Aparente y corresponde al resultado de la suma de todos los tableros

de distribución secundarios. (Ver Anexo 5, plano Nº7). Para obtener la carga

máxima utilizada en función de la Potencia Aparente se utilizó los resultados

obtenidos en las mediciones realizadas en cada centro de transformación con el

Analizador de Calidad de Energía Eléctrica Trifásica PQ – BOX 100 / V

1.547.Se efectúo una analogía comparativa entre los (KVA) utilizados y los

disponibles con el fin de dar a conocer la capacidad de reserva de cada

transformador como se muestras en la siguiente tabla.

Tabla 3.69: Capacidad de reserva de los transformadores

Centro de Transform.*

KVA carga Instalada

KVA máx. Utilizados

% Potencia Utilizada

% CT Disponible

CT1a – 120KVA (CEMTRA) 215.32 53.67 63.89% 36.11%

CT2a – 120KVA (CEMMG) 188.87 69.61 83.22% 16.78%

CT3 – 125KVA (CMVT) 128.6 17.67 20.19% 79.81%

CT4 – 112.5KVA (CEMINT) 410.87 70.40 89.39% 10.61%

CT5 – 150KVA (LOGÍSTICA) 36.52 18.63 17.74% 82.25%

CT6– 30KVA (COMANDANTE) 31.3 16.04 76.38% 23.62%

CT7– 60KVA (LAVADORA) 19.92 5.15 12.26% 87.74%

TOTAL 1031.4 249.17 49.61% 50.39%

* Capacidad nominal de los transformadores al 70%.

64

Figura 3.112: Disponibilidad de potencia

3.6 LEVANTAMIENTO DE PLANOS EN BLOQUES.

Una vez determinado la carga instalada en cada uno de los centros de

transformación, se realizó el levantamiento de planos por bloques (ver Anexo

3, plano Nº4), en la cual se detalla la ubicación de los centros de carga.

3.7 OBTENCIÓN DE CURVAS DE CARGA.

El análisis de consumo en las siete cámaras instaladas y en funcionamiento, se

efectuó durante siete días (Ver Anexo 6), tomando en cuenta el periodo de

Lunes a Viernes, que son los días laborables donde existe mayor demanda.

3.7.1 Transformadores

El presente análisis está realizado en unidades de potencia (KVA), durante 7

días en intervalos de medición de 10 minutos, para cada cámara de

CT1a CT2a CT3 CT4 CT5 CT6 CT7

% P. Disponible 36.11% 16.78% 79.81% 10.61% 82.25% 23.62% 87.74%

% Potencia Utilizada 63.89% 83.22% 20.19% 89.39% 17.74% 76.38% 12.26%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

DISPONIBILIDAD DE POTENCIA

65

transformación. Los mismos fueron obtenidos en el lado de baja tensión de

cada transformador (Ver Anexo 6).

a.1 Centro de Transformación Nº 1

Tabla 3.710: Centro de Transformación Nº 1

POTENCIA MINIMO MAXIMO PROMEDIO UNIDADES

Línea 1 1.66 17.4 9.53 kVA

Línea 2 2.23 17.9 10.06 kVA

Línea 3 0.39 18.37 9.48 kVA

Suma de fases

4.28 53.67 29.07 kVA

Figura 3.213: Curva de carga Centro de Transformación 1

66




Línea 1 0.072 23.54 11.80 kVA

Línea 2 0.29 20.98 10.63 kVA

Línea 3 0.11 25.09 12.45 kVA

Suma de fases

1.12 69.61 34.88 kVA


67




Línea 1 0.14 6.36 3.25 kVA Línea 2 0.05 6.2 3.12 kVA Línea 3 0.03 5.11 2.54 kVA Suma de fases

0.22 17.67 8.91 kVA


68




Línea 1 0.41 21.34 10.87 kVA

Línea 2 0.3 26.6 13.45 kVA

Línea 3 2.68 22.46 12.14 kVA

Suma de fases

3.39 70.4 36.46 kVA


69




Línea 1 0.072 6.364 3.21 kVA

Línea 2 0.15 6,17 3.16 kVA

Línea 3 0.16 6,09 3.12 kVA

Suma de fases

0.382 18.63 9.49 kVA

Figura 3.617 Curva de carga Centro de Transformación 5

70




Línea 1 0.52 5.12 2.82 kVA

Línea 2 0.4 5.28 2.84 kVA

Línea 3 0.66 5.64 2.93 kVA

Suma de fases

3.39 16.04 8.59 kVA


71




Línea 1 0.019 1.19 0.95 kVA

Línea 2 0.14 1.95 1.25 kVA

Línea 3 0.22 2.01 1.35 kVA

Suma de fases

0.55 5.15 3.55 kVA


72

3.7.2 Cargas Especiales.

Se consideran como cargas especiales a la Comandancia General, al

Centro de Mecanizado (CNC), ya que en ellas es indispensable la alimentación

ininterrumpida de energía eléctrica (Ver Anexo 7).

a.1 Comandancia General

Tabla 3.1417: Comandancia General


Línea 1 0.92 3.80 2.36 kVA

Línea 2 1.16 2.75 1.95 kVA

Línea 3 1.84 3.21 2.52 kVA

Suma de fases 3.35 9.76 6.83 kVA

73

a.2

Centro de Mecanizado (CNC).

Tabla 3.1518: Centro de Mecanizado (CNC).


Línea 1 0.019 1.19 0.95 kVA

Línea 2 0.14 1.95 1.25 kVA

Línea 3 0.22 2.01 1.35 kVA

Suma de fases

0.55 5.15 3.55 kVA

Figura 3.920: Curva de carga Comandancia General

74

3.8 ANÁLISIS DE CALIDAD DE ENERGÍA.

Para la adquisición de datos de calidad de energía se hace referencia a la

Regulación 004/001 del CONELEC, en donde se estipula el procedimiento a

seguir para la obtención de las mediciones; en efecto, el equipo empleado fue

el Analizador de Calidad de Energía Eléctrica Trifásica PQ – BOX 100 / V

1.547.

Figura 3.1021: Curva de carga Centro de Mecanizado (CNC)

75

Figura 3.1122: Analizador de Calidad de Energía Eléctrica Trifásica

3.8.1 Transformadores.

Los parámetros eléctricos obtenidos por el analizador de energía en las

mediciones realizadas en cada uno de los centros de transformación se

muestran en el Anexo 6, y el análisis de dicha información se detalla a

continuación.

a.1 Centro de Transformación N° 1

Tabla 3.1619 Calidad de Energía CT1

Parámetros Valores Medidos Valores

Nominales Valores

Permitidos Observa - ción Mínimo Máximo Promedio

Frecuencia (Hz) 59.81 60.13 59.97 60 ±1% (Norma Cumple

76

UNE EN 50 160)

Voltaje L1 124.2 129.47 126.83 121

±8%Vn (Regulación No.

CONELEC – 004/01)

Cumple

Vrms L2 124.7 130.01 127.35 121 ±8%Vn Cumple

L3 123.0 128.23 125.62 121 ±8%Vn Cumple

Distorsión L1 2.08 4.87 2.34 ≤8% (CONELEC) Cumple

Armónica L2 2.02 4.63 2.29 ≤8% Cumple

VTHD % L3 2.2 5.04 2.29 ≤8% Cumple

Distorsión L1 5.06 40.94 17.78 ≤5% (IEEE

Standard 519-1992)

Cumple

Armónica L2 5.81 30.12 15.93 ≤5% Fuera de rango

ATHD % L3 3.4 77.68 18.50 ≤5% Cumple

Desbalance Vunb%

0.53 1.35 0.85

<2% (Norma IEC 61000-2-2,

Norma UNE EN 50160)

Cumple

de Fases Aunb%

0.13 74.79 30.02

<40% (IEEE Standard 1159)

Cumple

Flicker L1 0.00 0.34 0.17

<1 (Regulación No. CONELEC–

004/01) Cumple

Vflk L2 0.00 0.27 0.14 <1 Cumple

L3 0.00 0.52 0.27 <1 Cumple

Factor de L1 0.74 0.99 0.92 > 0.95 Cumple

Potencia L2 0.88 0.99 0.95 > 0.95 Cumple

PF L3 0.33 0.97 0.82 > 0.95 Fuera de rango

Fuente: Jácome, Robayo. (2005), “Rediseño del Sistema Eléctrico ESPE-

Sangolqui”.

En esta área del Comando “CEMTRA” existe una elevada Distorsión

Armónica debido a que existen varias cargas no lineales como:

Computadoras, lámparas fluorescentes con balastros electromagnéticos,

UPS, Elevadores de automóviles tipo columna, sueldas eléctricas y la

77

combinación simultanea de estos de armónicos de corrientes ocasionan

varias anomalías en la red eléctrica y por ende existen: Calentamiento de

cables conductores (principalmente del neutro), genera sobrecargas y

pérdidas suplementarias que aceleran su envejecimiento en cables de

potencia, transformadores, bancos de capacitores. La mayor parte de uso de

estos equipos se realizan todos los días laborables de 8:00 a 16:30 de cada

semana y el mayor porcentaje de distorsión armónica es en el taller de

CEMTRA

El factor de potencia es afectado por la potencia reactiva suministrada por las

cargas inductivas que existen en su mayoría en los talleres CEMTRA y

Soldadura, y por tal motivo puede ocasionar: Mayor consumo de corriente,

Aumento de las pérdidas e incremento de las caídas de tensión en los

conductores, etc.

Se debe tomar en cuenta la línea 3 porque ahí existe una variabilidad

excesiva del factor de potencia y se debe porque en tal línea se concentra la

mayor parte de cargas por lo que se debe balancear las cargas con las

demás líneas de distribución.


78

Tabla 3.1720 Calidad de energía CT2


Nominales

Valores Permitido

s

Observación

Mínimo Máximo

Promedio

Frecuencia (Hz) 59.86 60.15 60 60 ±1% CUMPLE

Voltaje L1 120.52 126.54 123.53 121 ±8%Vn CUMPLE

Vrms L2 118.68 125.19 121.93 121 ±8%Vn CUMPLE

L3 120.53 126.58 122.50 121 ±8%Vn CUMPLE

Distorsión L1 2.43 4.93 3.68 ≤8% CUMPLE

Armónica L2 2.52 5.17 3.84 ≤8% CUMPLE

VTHD % L3 2.27 4.96 3.61 ≤8% CUMPLE

Distorsión L1 4.48 138.65 71.56 ≤5% Fuera de rango


ATHD % L3 4.78 89.55 47.16 ≤5% Fuera de rango

Desbalance

Vunb%

0.51 1.37 0.93

<2%

CUMPLE

de Fases Aunb

% 0.67 86.06 36.09

<40%

CUMPLE

Flicker L1 0.01 0.543 0.218

<1 CUMPLE

Vflk L2 0.01 0.32 0.18 <1 CUMPLE

L3 0.19 0.37 0.23 <1 CUMPLE

Factor de L1 0.00 0.93 0.79 > 0,95 Fuera de rango

Potencia L2 0.50 0.99 0.93 > 0,95 Fuera de rango

PF L3 0.35 0.96 0.82 > 0,95 Fuera de rango

Es notoria la presencia de un alto porcentaje de distorsión armónica de

corriente dado que este centro de transformación actualmente alimenta a

unidades que presentan un alto contenido de cargas no lineales, entre las

cuales podemos encontrar UPS’s, computadoras, convertidores de potencia y

un gran número de balastros magnéticos de luminarias tipo fluorescente que

son la principal fuente de iluminación de los hangares, talleres y oficinas

pertenecientes a esta unidad, las cuales son suficientes para exceder el 5% de

la distorsión armónica permisible en la corriente.


79

Tabla 3.1821 Calidad de energía CT3


Nominales Valores

Permitidos Observación

Mínimo Máximo Promedio

Frecuencia (Hz) 59.85 60.19 60.02 60 ±1% CUMPLE


Vrms L2 121.1 126.62 123.86 121 ±8%Vn CUMPLE

L3 119.59 125.0 122.29 121 ±8%Vn CUMPLE



VTHD % L3 2.29 4.36 3.32 ≤8% CUMPLE




Desbalance Vunb% 0.65 1.37 0.90

<2% CUMPLE

de Fases Aunb% 3.69 111.69 83.20

<40% CUMPLE

Flicker L1 0.00 0.29 0.15

<1 CUMPLE

Vflk L2 0.01 0.21 0.11

<1 CUMPLE

L3 0.01 0.27 0.14 <1 CUMPLE

Factor de L1 0.36 0.96 0.78 > 0,95 Fuera de rango

Potencia L2 0.12 0.95 0.63 > 0,95 Fuera de rango

PF L3 0.1 0.89 0.67 > 0,95 Fuera de rango

En el área de Centro de Mantenimiento de Vehículos Tácticos existe un

exaltado porcentaje de Distorsión Armónica por lo que en estos talleres constan

de diferentes cargas no lineales como: Lámparas fluorescentes, además de

lámparas para secar la pintura de los automóviles (Taller de Pintura),

computadoras en las diferentes oficinas, esmeriles, moladoras, taladros en los

diferentes talleres, por ende la utilización de estos equipos no lineales provoca

sobrecargas y pérdidas suplementarias.

80

Los diferentes equipos eléctricos como el esmeril, moladora, taladro que existen

en los talleres y los diferentes equipos de oficina por ser cargas inductivas

aportan un alto contenido de potencia reactiva al sistema afectando

notablemente el factor de potencia pues realmente tiene una variación

considerable en sus puntos máximos y mínimos; y un dato importante es que en

este lugar no existen compensadores para solucionar las distorsiones de

corriente que en el futuro pueden afectan al transformador.


Tabla 3.1922: Calidad de energía CT4


Nominales Valores





Vrms L2 119.1 130.9 125 121 ±8%Vn CUMPLE

L3 118.2 129.9 124.05 121 ±8%Vn CUMPLE



VTHD % L3 2.17 4.93 3.55 ≤8% CUMPLE




Desbalance Vunb% 0.39 1.67 0.95 <2% CUMPLE

de Fases Aunb% 0.59 80.56 30.17 <40% CUMPLE

Flicker L1 0.01 0.46 0.27 <1 CUMPLE

Vflk L2 0.01 0.40 0.28 <1 CUMPLE

L3 0.01 0.41 0.31 <1 CUMPLE

Factor de L1 0.38 0.99 0.87 > 0.95 Fuera de rango

Potencia L2 0.33 0.98 0.80 > 0.95 Fuera de rango

PF L3 0.61 0.99 0.95 > 0.95 CUMPLE

81

En el área de Centro de Mantenimiento de Intendencia (CEMINT) es el lugar

donde se encuentran varios equipos de soldadura por lo tanto existe un alto

porcentaje de Distorsión Armónica, además de las soldaduras se hallan más

equipos eléctricos como. Tornos, Taladros, Sierras Eléctricas, Fresadora, y con

esto conlleva a un sistema inestable y con Distorsiones que excede los límites

permitidos.

Con la gran cantidad de equipos inductivos, el factor de potencia varía

notablemente a pesar de que tienen compensadores de corriente (Capacitores

5KVAR), por tal motivo se necesita de mayor cantidad de KVAR para

compensar estos picos bajos que tiene el factor de potencia, para de tal forma

bajar el consumo excesivo de corriente.




Nominales Valores





Vrms L2 125.14 129.75 125.66 121 ±8%Vn CUMPLE

L3 123.80 128.45 125.12 121 ±8%Vn CUMPLE



VTHD % L3 2.16 4.10 3.15 ≤8% CUMPLE



ATHD % L3 8.74 587.41 120.91 ≤5%

Fuera de rango


<2% CUMPLE

de Fases Aunb% 10.63 1697.12 229.05

<40%

Fuera de rango


CONTINÚA

82

Vflk L2 0.09 0.32 0.21 <1 CUMPLE

L3 0.19 0.57 0.36 <1 CUMPLE

Factor de L1 0.46 0.98 0.85 > 0.95 Fuera de rango

Potencia L2 0.60 0.94 0.82 > 0.95 Fuera de rango


Las principales dependencias a las que alimenta este centro de transformación,

son el Departamento de Logística y el Centro de Comunicación, siendo esta

última su característica fundamental el requerimiento permanente de energía.

De esta manera presentando la principal fuente de armónicas de corriente,

básicamente por los equipos de comunicación y seguridad, como cámaras de

vigilancia, videograbadoras, monitores LCD, computadoras y sistemas de

iluminación (fluorescentes).

Como resultado de altos niveles de distorsión armónica se puede tener

falencias en equipos electrónicos (equipos de oficina), estas fallas pueden ser

leves y no afectar gravemente a la funcionalidad de dichos equipos, pero si

afectan su tiempo de vida útil.

En cuanto al factor de potencia se puede diferenciar su estabilidad dentro de los

valores permitidos durante las horas de consumo.

83




Nominales Valores



Frecuencia

(Hz) 59.78 60.1 59.94 60

±1% Fuera de rango


Vrms L2 121.5 126.7 124.1 121 ±8%Vn CUMPLE

L3 120.4 126.1 123.2 121 ±8%Vn CUMPLE



VTHD % L3 2.36 5.03 3.69 ≤8% CUMPLE





<2% CUMPLE

de Fases Aunb% 7.67 57.5 34.12

<40%

Fuera de rango


Vflk L2 0.01 0.37 0.19 <1 CUMPLE

L3 0.01 0.37 0.19 <1 CUMPLE

Factor de L1 0.64 0.94 0.86

> 0.95 Fuera de rango

Potencia L2 0.66 0.98 0.85

> 0.95 Fuera de rango

PF L3 0.77 0.96 0.92

> 0.95 CUMPLE

En esta área del Comando llamado “Comandancia” se presenta un alto

porcentaje de distorsión armónica de corriente dado que actualmente en las

instalaciones alimentadas por este centro de transformación, puede encontrarse

un gran número de cargas no lineales como: Computadoras, UPS´s, lámparas

fluorescentes con balastros electrónicos, los cuales suministran un alto espectro

de armónicos de corriente a la red de distribución.

84

El factor de potencia alcanza valores próximos a la unidad durante el tiempo en

el que se incrementa la demanda, mientras que decrece a los valores mínimos

cuando no hay consumo eléctrico esto sucede en la línea 2, pero si existen en

funcionamiento diferentes fuentes se encuentran activadas todo el tiempo las

cuales también ocasiona problemas en el caso de distorsión armónica.




Nominales Valores





Vrms L2 119.125 129.90 124.00 121 ±8%Vn CUMPLE

L3 123,96 128.76 121.80 121 ±8%Vn CUMPLE



VTHD % L3 2.14 3.80 2.85 ≤8% CUMPLE





<2% CUMPLE

de Fases Aunb% 6.32 95.50 38.27

<40% CUMPLE


Vflk L2 0.01 0.30 0.137 <1 CUMPLE

L3 0.036 0.46 0.19 <1 CUMPLE

Factor de L1 0.48 0.96 0.95

> 0.95 CUMPLE

Potencia L2 0.55 0.93 0.99 > 0.95 CUMPLE

PF L3 0.15 0.94 0.96 > 0.95 CUMPLE

La principal dependencia a la cual alimenta este centro de transformación es la

Lavadora de Automóviles, la cual por presentar cargas no lineales como

85

lámparas fluorescentes, equipos electrónicos, etc., muestra picos altos de

distorsión armónica en la corriente.

3.8.2 Cargas Especiales.

Se consideran como cargas especiales a dependencias que presentan un alto

consumo de potencia, así como el requerimiento permanente de energía en

vista de que en dichas dependencias existen sistemas de comunicación,

seguridad e internet. (Ver Anexo 7).

a.1 Edificio Comandancia

Tabla 3.2326: Calidad de energía Comandancia


Nominales Valores





Vrms L2 121.79 126.76 123.93 121 ±8%Vn CUMPLE

L3 120.72 126.10 122.07 121 ±8%Vn CUMPLE



VTHD % L3 2.85 4.60 3.70 ≤8% CUMPLE





<2% CUMPLE

de Fases Aunb% 18.08 55.98 37.47

<40% CUMPLE


Vflk L2 0.09 0.48 0.19 <1 CUMPLE

L3 0.14 0.52 0.24 <1 CUMPLE

Factor de L1 0.83 0.90 0.86 > 0.95 CUMPLE


PF L3 0.91 0.97 0.93 > 0.95 CUMPLE

86

Mediante los resultados obtenidos en el Edificio de Comandancia se puede

identificar que este representa una fuente de armónicas de corriente por

disponer de un porcentaje muy alto de cargas no lineales, sean estos equipos

electrónicos monofásicos, conectados entre línea y neutro, siendo prioridad la

permanente alimentación de energía.

Comprobándose que este edificio representa el 63% de la energía máxima

demandada en este centro de transformación.

a.2 Centro de Mecanizado

Tabla 3.2427: Calidad de energía Centro de Mecanizado


Nominales Valores





Vrms L2 120.20 124.09 122.14 121 ±8%Vn CUMPLE

L3 122.08 125.91 123.9 121 ±8%Vn CUMPLE



VTHD % L3 2.99 3.90 3.60 ≤8% CUMPLE





<2% CUMPLE

de Fases Aunb% 5.98 74.35 46.67

<40% CUMPLE


Vflk L2 0.09 0.49 0.23 <1 CUMPLE

L3 0.18 0.58 0.45 <1 CUMPLE

Factor de L1 0.48 0.967 0.76 > 0.95 CUMPLE



87

Centro de Mecanizado forma parte de CT2, su característica fundamental es el

requerimiento permanente de energía, ya que en su interior existe maquinaria

indispensable para la producción. Por lo tanto, podemos definir que el

desbalance de fases por corriente es debido a que en esta se encuentran

maquinarias bifásicas, luminarias bifásicas mal distribuidas. Siendo como

problema principal la falta de planificación técnica en la proyección de dichos

circuitos.

La distorsión armónica en la corriente como se trató en análisis posteriores es

generada principalmente porque en las instalaciones actuales se dispone

cargas no lineales, siendo principalmente los equipos de oficina.

3.9 LEVANTAMIENTO DE PUESTAS A TIERRA.

El sistema de puesta a tierra muestra una gran importancia en la protección de

las personas, edificaciones y equipos electrónicos, contra los efectos

producidos por descargas atmosféricas, descargas estáticas, señales de

interferencia electromagnética y contactos indirectos por corrientes de fugas a

tierra, siendo una parte esencial de las redes de energía, tanto en los niveles de

alta como de bajo voltaje. A continuación se detalla el sistema de puesta a tierra

en cada una de las unidades encontradas.

Tabla 3.2528: Descripción de los sistemas de puesta a tierra

Centro de Transformación

Dependencias Dimensiones Características

CT-1

CEMTRA 5/8” x 1.8m 2 varillas Copperwell,

conectores

BAT-INTENDENCIA

Sin Protección -

BAT-MAT-GUERRA Sin Protección -

CONTINÚA

88

Centro de Salud Urbano.

Sin Protección -

Tropa Chasquis.

5/8” x 1.8m

1 varillas Copperwell, conectores Cu #2 AWG (Desnudo)

Lavandería.

5/8” x 1.8m

1 varillas Copperwell, conectores Cu #2 AWG (Desnudo)

Salón de Honor

Sin Protección -

Dormitorio Sres. Oficiales.

Sin Protección -

Generador

Sin Protección -

CT-2

Taller de Tratamiento Superficial.

5/8” x 1.8m 1 varilla Copperwell,

conectores Cu #2 AWG (Desnudo)

Hangar de Piezas 5/8” x 1.8m 3 varillas Copperwell,

conectores Cu #2 AWG (Desnudo)

Centro de Mecanizado

5/8” x 1.8m

1 varilla Copperwell, conectores Cu #2 AWG (Desnudo)

Dormitorio Material de Guerra.

Sin Protección -

CT-3

Talleres Veh. Tácticos

5/8” x 1.8m

2 varilla Copperwell, conectores, Cu 2/0 AWG (Desnudo)

Taller de Pintura

Sin Protección -

Dormitorio Bat. Tropa Chasquis.

5/8” x 1.8m

1 varilla Copperwell, conectores, Cu #2 AWG (Desnudo)

CONTINÚA

89

CT-4

CEMINT

5/8” x 1.8m


Taller Mec. Pesada MED

5/8” x 1.8m


Administrativo, Bodega.

Sin Protección -

Taller Fibra de Vidrio.

Sin Protección -

Taller Tubos de Escape

Sin Protección -

Taller de Alineación y Balanceo.

5/8” x 1.8m 1 varilla Copperwell, conectores, Cu 2/0 AWG (Desnudo)

CT-5

Departamento de Logística, Bodega.

Sin Protección -

Guardería. Sin Protección -

Control de Comunicaciones 5/8” x 1.8m


CT-6

Comandancia General

Sin Protección -

Depto. de Inteligencia

Sin Protección -

Depto. Operaciones. Logísticas.

Sin Protección -

Depto. Financiero.

Sin Protección

-

CONTINÚA

90

CT-7

Lavadora

5/8” x 1.8m 1 varilla Copperwell, conectores, Cu #2 AWG (Desnudo)

Bodegas

5/8” x 1.8m 1 varilla Copperwell, conectores, Cu #2 AWG (Desnudo)

91

CAPÍTULO 4

REDISEÑO DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE MEDIO Y BAJO

VOLTAJE

4.1 ESTUDIO DEL SISTEMA DE MEDIO Y BAJO VOLTAJE.

Para el estudio de medio y bajo voltaje se utilizó la información adquirida en el

levantamiento realizado en el Comando Logístico Reino de Quito (COLOG), de

manera que se alcance un rediseño de los circuitos de alimentación, que

permita alcanzar la seguridad y el funcionamiento de cada una de las unidades

(dependencias).

En el análisis de medio voltaje se buscó obtener las propuestas adecuadas de

rediseño en función de estudios respaldados en software de cálculo de flujos de

carga que permitió determinar la capacidad de conductores, confirmación de

protecciones.

Mediante el análisis del sistema de bajo voltaje se realizó el rediseño de la

sección de los alimentadores (selección de conductores) así como la selección

de protecciones, los cuales deberán cumplir con los requisitos necesarios para

que el sistema eléctrico sea confiable y económico.

Finalmente en base a los resultados que se obtengan en el estudio de estos

dos parámetros considerando criterios como: capacidad de conducción de

corriente en cada circuito, caída de voltaje permitido, capacidad de soportar la

corriente de corto circuito y calibre mínimo permitido para aplicaciones

específicas, se concretará si se ratifica o se cambia el calibre o el tipo de

92

conductores, la distribución de circuitos o las protecciones instaladas en la

actualidad.

4.2 REDISEÑO DEL SISTEMA ELÉCTRICO DEL COMANDO LOGÍSTICO

REINO DE QUITO (COLOG).

En este punto se comprueban si están bien diseñados todos los elementos que

conforman el sistema eléctrico, acorde a lo requerido por la carga actualmente,

permitiendo así que el sistema eléctrico sea confiable y económico.

Mediante los datos obtenidos se determinando las condiciones de operación y

funcionamiento del sistema eléctrico, así como la planeación y diseño de la

expansión del mismo.

4.2.1 Simulación de Flujos de Carga Mediante Software (Neplan).

Existen muchas empresas desarrolladoras de Software especializado para

estudios eléctricos que ofrecen productos comerciales que permiten, realizar

estudios de flujos de carga, cálculo de corrientes de cortocircuito, coordinación

de protecciones, estabilidad de voltaje, análisis de armónicos, entre otras

aplicaciones. En nuestro medio, los de uso más difundido son: NEPLAN,

DigSilent, Etap y Power World.

Para el presente estudio se ha empleado NEPLAN por la facilidad de

adquisición y por los resultados que despliega en cuanto se refiere a flujos de

carga y corrientes de cortocircuito.

El Flujo de Potencia constituye una fotografía del Sistema Eléctrico de Potencia,

que permite conocer su estado bajo determinadas condiciones de: topología,

generación y carga.

93

Los resultados principales que se obtienen del flujo de potencia son: magnitud y

ángulo de fase del voltaje de cada barra del sistema (V, θ), potencia activa y

reactiva que fluye por cada elemento del sistema (P, Q). Los resultados

secundarios son las caídas de voltaje (%ΔV), pérdidas PL y cargabilidad de los

elementos (%Pmax).

A continuación se muestra el esquema del sistema eléctrico del Comando

Logístico Reino de Quito “COLOG”, en él se detalla la red de alimentación y los

centros de transformación con sus respectivas cargas máximas.

Figura 4.123: Esquema del sistema eléctrico COLOG

94

- Los resultados flujos de potencia obtenidos en los nodos o barras se muestran a continuación:

Tabla 4.129: Resultados flujos de potencia NEPLAN en barras

Nº Nodo Voltaje

V ΔV %V

Angulo Vº P Carga

MW Q Carga MVAR

P Generación MW

Q Gen.

MVAR

B1 6,3 100 0 0 0 0,941 0,559

B10 0,205 97,5 -2 0,116 0,056 0 0

B11 0,19 90,37 -7,9 0,37 0,179 0 0

B12 0,201 95,77 -3,7 0,194 0,094 0 0

B13 0,208 99,25 -0,6 0,018 0,009 0 0

B14 0,205 97,64 -2,1 0,028 0,014 0 0

B15 0,209 99,42 -0,5 0,033 0,016 0 0

B2 6,296 99,93 0 0 0 0 0

B3 6,298 99,97 0 0 0 0 0

B4 6,286 99,78 0,1 0 0 0 0

B5 6,284 99,74 0,1 0 0 0 0

B6 6,297 99,95 0 0 0 0 0

B7 6,296 99,94 0 0 0 0 0

B8 6,296 99,94 0 0 0 0 0

B9 0,202 96,29 -3,2 0,17 0,082 0 0

95

- Los resultados flujos de potencia obtenidos en cada elemento y línea se muestran a continuación:

Tabla 4.230: Resultados flujos de potencia NEPLAN en elementos

Nº barra

Elemento - Línea

P carga (KW)

Q carga

(KVAR)

I

(A)

Angulo º

P pérdida

(KW)

Q carga pérdida (KVAR)

B1 Barrio Nuevo 941,01 558,79 100,3 149,3

B1 40m 274,78 151,07 28,7 -28,8 0,103 0,014

B1 35m 666,22 407,71 71,6 -31,5 0,557 0,078

B2 T2-120 171,28 95,26 539,3 -29,1 1,294 12,944

B2 110m 494,38 312,37 53,6 -32,3 0,978 0,137

B3 80m 79,19 40,22 8,1 -26,9 0,016 0,002

B3 T1-120 195,49 110,84 618,1 -29,5 1,699 16,99

B4 T3-125 116,29 61,53 362,5 -27,8 0,552 5,529

B4 30m 377,11 250,7 41,6 -33,6 0,159 0,022

B5 T4-112,5 376,95 250,68 41,6 -33,6 7,158 71,589

B6 T7-60 17,96 8,95 55,2 -26,5 0,026 0,265

B6 41m 61,22 31,27 6,3 -27 0,005 0

B7 T6-30 28,31 15 88,1 -27,9 0,136 1,361

B7 50m 32,91 16,27 3,4 -26,3 0,001 0

B8 T5-150 32,91 16,27 101 -26,3 0,035 0,357

96

4.2.2 Cálculo de las Corrientes de Cortocircuito.

a.1 En las barras de medio voltaje

Para la obtención de las corrientes de cortocircuito se utilizó el método del

MVA expuesto en el capítulo 2, tomando en cuenta que la principal fuente de

cortocircuito es el transformador. De esta manera los datos obtenidos se

compararan con los del software NEPLAN.

(Ec: 4.1)

(Ec: 4.2)

- Combinado los elementos en serie

(E: 4.3)

Figura 4.224: Método de MVA

97

a.2 Barras de bajo voltaje

Tomando como referencia las tablas de selección de protecciones del grupo

Schneider, se procedió a obtener las corrientes de corto circuito

aproximadas.

Tabla 4.331: Selección de ICC en las barras de bajo voltaje.

Fuente: Tablas de selección de corrientes de cortocircuito Schneider

Dependencia Datos del Circuito

CT2.4

Hangar de Piezas

(Ver anexo 9)

Conductor: 3#4/0 AWG TTU; Sección = 322mm2

Longitud : 51 m (Ver anexo 9)

Corriente de Corto Circuito aguas arriba, Icc=8 KA

Corriente de Corto Circuito seleccionada, Icc=6.8KA

Figura 4.325: Evaluación de Icc abajo en función de Icc arriba.

98

4.2.3 Simulación mediante Software (Neplan), para la obtención de las

Corrientes de Cortocircuito

Mediante el software NEPLAN se obtienen las corrientes de corto circuito en las

barras de medio y bajo voltaje.

Figura 4.426: Esquema Sistema Eléctrico, fallas de cortocircuito, barras de MV

Los resultados obtenidos en los nodos o barras de medio voltaje se muestran a

continuación:

99

Tabla 4.432: Resultado fallas de cortocircuito en barras de MV

Ubicación de la Falla

Voltaje (KV)

Icc (KA)

Tipo de falla

B2 6,3 19,64 Trifásica







Figura 4.527: Esquema Sistema eléctrico, fallas de cortocircuito en barras de BT

Los resultados obtenidos en los nodos o barras de bajo voltaje se muestran a

continuación:

100

Tabla 4.533: Resultado fallas de cortocircuito en barras de BV

Ubicación de la falla

Voltaje (KV)

Icc (KA)

Tipo de falla








Los resultados obtenidos en los nodos o barras de bajo voltaje tanto en el

Neplan como las calculadas se muestran a continuación:

Tabla 4.634: Corrientes de Corto Circuito Neplan - Calculadas

Centro de

Transformación

Icc

CALCULADA (KA)

Icc

NEPLAN

(KA)

Tipo de

falla

CT1 – 120KVA 8,08 8,38 Trifásica



CT4 – 112.5KVA 7,63 7,98 Trifásica




101

4.3 PROYECCIÓN DE AMPLIACIÓN DE CARGA.

Para la proyección de ampliación de carga se ha considerado fundamentalmente los proyectos a futuro además el

crecimiento de la carga a mediano plazo (10 años).

Tabla 4.735: Proyección de Carga

*Capacidad de transformadores al 70%.


Proyección de carga

KVA máx. Utilizados KVA *

Transformador % CT

Utilizado % CT

Disponible

CT1 – actual 53,67 120,00 63.89 36,11

Alumbrado Exterior 10% 5,36

Oficinas 15% 8,05

Otras dependencias 10% 5,36

TOTAL: 35% 72,44 120,00 86,23 13,77

CT2 – actual 69,61 120,00 83,22 16,78

Alumbrado Exterior 05% 3,48

Oficinas 20% 13,92

Talleres 25% 17,40

TOTAL: 50% 104,41 120,00 128,44 -24,29

CT3 – actual 17,67 125,00 20,19 79,81

Talleres 30% 5,30

Oficinas 10% 1,76


TOTAL: 50% 26,49 125,00 30,27 69,72

CONTINÚA

102

Tabla 4.7: Proyección de Carga.

*Capacidad nominal de transformadores al 70%.


Proyección de

carga

KVA máx. Utilizados

KVA * Transforma

dor

% CT Utilizado

% CT Disponible

CT4 – actual 70,40 112,5 89,39 10,61

Alumbrado Exterior 5 % 3,52

Oficinas 10% 7,04


TOTAL: 25% 88 112,5 111,74 0,76

CT5 – actual 18,63 150,00 17,74 82,25

Alumbrado 05% 0,93

Oficinas 15% 2,79

Equipo de Vigilancia 20% 3,72

Otras Dependencias 10% 1,86

TOTAL: 50% 27,93 150,00 26,6 73,4

CT6 – actual 16,04 30,00 76,38 23,62

Oficinas 15% 2,40

Otras Dependencias 10% 1,60

TOTAL: 25% 20,04 30,00 95,42 4,58

CT7 – actual 5,15 60,00 12,26 87,74

Gasolinera 40% 2,06

TOTAL: 40% 7,21 60,00 17,16 82,84

103

4.4 ANÁLISIS Y REDISEÑO DE CONDUCTORES

Para la selección de conductores para medio y bajo voltaje, se realizará

mediante los métodos: por corriente y por caída de voltaje (ΔV), quienes

detallarán en los resultados si se debe cambiar el tipo o calibre de conductor.

4.4.1 Ejemplo de Selección de Conductores

a.1 Por corriente

PASO N° 1: Información del circuito.

Identificación del circuito: CT2.2.1 – Taller CNC, Centro de Transforma.

4

Potencia de la carga instalada: 43.26 KW

Longitud del conductor: 199 m

Voltaje del circuito: 210 V

Factor de Potencia: 0.95

Tipo de Instalación: Subterránea - Área

PASO N° 2: Cálculos

(Ec: 4.4)

Dónde:

Pinst. = Potencia Instalada

Im = Corriente máxima del circuito

104

PASO N° 3 Selección de Conductor

Para la selección del conductor ya después de hallar el cálculo de la corriente

máxima del circuito que es de 187.79 A, se calculó la corriente máxima del

circuito proyectado y de esta manera se analizó las respectivas tablas para

definir la sección transversal de los conductores tanto para circuitos actuales

como para proyectados, es decir encontrar los calibres AWG o MCM que

cumplan con los requisitos necesarios de un sistema confiable y económico,

para esto es necesario las tablas de ELECTRO CABLES C.A qué se muestran

en el Anexo 8.

Ya hechos el respectivo análisis en las tablas el conductor a elegir es de 3/0

AWG, con capacidad de conducción de 200 A, en cada fase.

a.2 Por caída de Voltaje

PASO N° 1: Información del circuito.

Identificación del circuito: CT2.2.1 – Taller CNC, Centro de Transforma.

4

Potencia de la carga instalada: 43.26 KW

Conductor alimentador instalado: 3 x 4/0 AWG TTU

105

Longitud del conductor: 199 m


Factor de Potencia: 0.95

Tipo de Instalación: Subterránea - Área

PASO N° 2: Cálculos

(Ec: 4.5)

Dónde:

Im = Corriente máxima del conductor

R = Resistencia del conductor (Anexo 8)

L = longitud del conductor

n = Número de conductores por fase.

PASO N° 2: Validación

Para esta caída de voltaje ineludiblemente debe ser inferior a los rangos que se

exponen en la norma, con el propósito de garantizar el funcionamiento

adecuado a las cargas alimentadas por el conductor, por esta razón el tipo de

instalación es una derivación individual.

106

Tabla 4.836: Caídas de Voltaje Permisibles

Tipo de Instalación

ΔV máxima permitida (Según REBT ITC 14, ITC-

BT09, ITC-BT 15, ITC-BT 19)

Línea general de alimentación

1%

Derivación individual 1.5%

Circuitos interiores 3%

Circuitos de alumbrado 3%

Circuitos de fuerza 5%

(Ec: 4.6)

El conductor 3/0 AWG TTW no desempeña una buena caída de voltaje según

en el que esta exige, por lo tanto es necesario tomar en cuenta otro cálculo para

elegir el conductor.

Para este caso se tomó un calibre de conductor de 4/0 AWG TTU.

107

Como se observó el conductor instalado está en condiciones casi al límite de

soportar la caída de voltaje que en la norma exige por lo tanto se realizó otro

cálculo:

Instalando dos conductores por fase de 3/0 AWG TTU cumple con el valor

exigido, de tal manera que si se realizan conexiones futuras esta puede abarcar

sin problemas en sus instalaciones.

PASO N° 3 Conclusión

En el circuito que se conecta al tablero principal del Taller del Centro de

Mecanizado (CNC) desde el tablero de distribución del CT2, se encuentran en

este momento conectados un conductor de 4/0 AWG por fase, Justamente ya

realizado los cálculos respectivos se comprobó que es alto la caída de voltaje

por lo que es recomendable instalar 2 conductores # 3/0 AWG por fase para

equilibrar además de solventar la caída de voltaje que existen.

Los cálculos de los conductores para cada circuito de media y bajo voltaje se

presentan de una forma simplificada en las Tablas, (Ver Anexo 9) de tal forma

se emplea las ecuaciones trazadas con las constantes con las características

del circuito que las requieran.

108

Tabla 4.937: Selección de Conductores por Corriente

N° PLANO

TRAMO O CIRCUITO

CONDUCTOR INSTALADO

(AWG)

POTENCIA INSTALAD

A (KW)

POTENCIA INSTALAD

A (KVA)

LONGITUD (m)

CORRIENTE CONDUCTOR

Ic (A)

SELECCIÓN CONDUCTOR

(AWG)

109

Tabla 4.9: Selección de Conductores por Corriente.

8 CT1 - 120 KVA

8 CT1.1 4 8.06 8.95 52 23,33 8

8 CT1.2 4 10.66 11.84 61 30,85 8

8 CT1.3 4 4.68 5.20 39 13,54 8

8 CT1.4 4 11.75 13.06 25 34,00 8

8 CT1.5 2 47.99 53.22 83 138,88 1/0

8 CT1.6 2 6.97 7.74 88 20,17 8

8 CT1.7 8 4.63 5.14 170 13,40 8

8 CT1.8 1/0 75.56 83.96 33 218,67 4/0

8 CT1.9 1/0 5.47 6.08 270 15,83 8

8 CT1.10 2 16.19 17.99 250 46,85 8

8 CT1.12 8 6.72 7.47 59 19,45 8

29 CT2 - 120 KVA

29 CT2.1 4/0 45.48 50.53 10 131,62 1/0

29 CT2.2.1 4/0 43.26 48.06 199 125,19 1/0

29 CT2.2.2 2 1.5 1.66 205 4,34 8

29 CT2.3.1 4/0 44.76 49.73 73 129,53 1/0

29 CT2.3.2 8 4.27 4.74 5 12,36 8

29 CT2.3.3 8 2.23 2.47 10 6,45 8

29 CT2.4 4/0 28.37 31.52 51 82,10 6

CONTINÚA

110

N° PLANO TRAMO O CIRCUITO

CONDUCTOR INSTALADO

(AWG)

POTENCIA INSTALADA

(KW)

POTENCIA INSTALADA

(KVA)

LONGITUD (m)

CORRIENTE CONDUCTOR Ic

(A)


(AWG)

41 CT3 - 125 KVA

41 CT3.1 1/0 6.42 7.13 12 18,58 8

41 CT3.2 1/0 46.86 52.06 23 135,61 1/0

41 CT3.3.1 1/0 38.38 42.64 31 111,07 2

41 CT3.3.2 1/0 8.78 9.75 64 25,41 8

41 CT3.5 2 2.2 2.44 6 6,37 8

41 CT3.6 1/0 13.1 14.55 55 37,91 8

47 CT4 - 112.5

47 CT4.4.1 6 11.95 13.27 72 34,58 8

47 CT4.4.2 6 23.13 25,7 79 66,94 4

47 CT4.5 4 24.14 26.83 81 69,86 4

47 CT4.6 2 7.4 8.22 25 21,42 8

47 CT4.7 6 22 24.44 8 63,67 8

47 CT4.8 3 x 8 124.16 137.95 54 359,32 3 x 2

47 CT4.9 6 157.01 174.45 10 454,38 2 x 6

59 CT5 - 150 KVA

59 CT5.1.1 6 11.26 12.51 145 32,59 8

59 CT5.1.2 6 9.35 10.38 55 27,06 8

59 CT5.2 4 8.21 9.12 93 23,76 8

59 CT5.3 2 4.05 4.5 13 11,72 8

69 CT6 - 30 KVA

69 CT6.1 2 7.11 7.91 15 20,58 8 CONTINÚA

111

Tabla 4.9: Selección de Conductores por Corriente.


CONDUCTOR INSTALADO

(AWG)

POTENCIA INSTALADA

(KW)

POTENCIA INSTALADA

(KVA)

LONGITUD (m)

CORRIENTE CONDUCTOR Ic

(A)


(AWG)

69 CT6.3 2 5.36 5.95 41 15,51 8

69 CT6.4 2 5.11 5.67 34 14,79 8

112

69 CT6.5 2 3.18 3.53 33 9,20 8

69 CT6.6 2 3.57 3.96 62 10,33 8

75 CT7 - 60 KVA

75 CT7.1 2 4.43 4,.92 20 12,82 8

75 CT7.2 2 13.5 15 73 39,07 8

113

a.3. Por corrientes de corto circuito

Tomando como referencia la tabla 4.6 las características de sobrecarga

permisible para conductores de cobre (Tipo 75 °C) con aislamiento mediante la

corriente de corto circuito, el calibre de conductor en cada tramo del sistema

eléctrico y en función de los ciclos del conductor instalado, seleccionamos el

conductor apropiado para dicha corriente de corto circuito.

PASO Nº 1: Información del circuito

Identificación del circuito: CT3.2. – Taller de Operación y

Mantenimiento de Vehículos

Tácticos, Centro de

Transformación 3.

Conductor alimentador instalado: 3 # 1/0 AWG TTU

Corriente de corto circuito: 4830 A

PASO Nº 2: Selección del conductor

Mediante la corriente de corto circuito Icc, y la curva del conductor instalado

seleccionamos el conductor que soporte el mayor número de ciclos.

114

Figura 4.628: Características de sobrecarga permisible para conductores de cobre (Tipo 75 °C) con aislamiento mediante la Icc. (Enriquez H. , Elementos de Diseño de las Instalaciones Eléctricas Industriales, 2002, pág. 283)

Conductor seleccionado 2/0 AWG por razones de resistencia a un número

mayor de ciclos para este caso 61 ciclos.

La selección de los conductores adecuados para cada circuito instalado en el

sistema eléctrico actual de COLOG, se muestran a continuación.

115

Tabla 4.1038: Cálculos de conductores – Por corrientes de corto circuito

N° Plano Tramo o circuito

Corriente de corto circuito Icc (KA)

Conductor Instalado (AWG)

Ciclos conductor instalado

Conductor Sugerido

(AWG)

Ciclos del conductor sugerido

8 CT1 - 120 KVA

8 CT1.1 4,84 4 5,8 2 17,5

8 CT1.2 4,95 4 5,9 2 18

8 CT1.3 5,73 4 2 2 7

8 CT1.4 6,12 4 1,8 2 6

8 CT1.5 4,93 2 14 1/0 40

8 CT1.6 5,12 2 14 1/0 35

8 CT1.7 0,94 10 10 8 30

8 CT1.8 6,81 1/0 15 2/0 30

8 CT1.9 3,21 1/0 100 2/0 200

8 CT1.10 3,31 2 30 1/0 80

8 CT1.12 1,42 12 1 2 10

29 CT2 - 120 KVA

29 CT2.1 7,93 4/0 40 4/0 40

29 CT2.2.1 4,92 4/0 200 4/0 200

29 CT2.2.2 2,92 2 40 1/0 100

29 CT2.3.1 5,84 4/0 147 4/0 47

29 CT2.3.2 5,75 8 0,5 6 0,9

29 CT2.3.3 5,28 8 0,4 6 0,8

29 CT2.4 6,49 4/0 100 4/0 100

41 CT3 - 125 KVA

41 CT3.1 7,98 1/0 10 2/0 20

41 CT3.2 6,68 1/0 25 2/0 61

41 CT3.3.1 5,89 1/0 26 2/0 45

41 CT3.3.2 4,83 1/0 37 2/0 61

CONTINÚA

116

Tabla: 4.10 Cálculos de conductores – Por corrientes de corto circuito.

.

N° Plano Tramo o circuito

Corriente de corto circuito Icc (KA)

Conductor Instalado (AWG)

Ciclos conductor instalado

Conductor Sugerido

(AWG)

Ciclos del conductor sugerido

41 CT3.6 5,45 1/0 26,5 2/0 47

47 CT4 - 112.5

47 CT4.4.1 2,01 6 11 4 35

47 CT4.4.2 1,89 6 15 4 40

47 CT4.5 3,12 4 15 2 40

47 CT4.6 6,19 2 7 1/0 20

47 CT4.7 6,65 6 0,8 4 3

47 CT4.8 3,22 3X8 12 2 31

47 CT4.9 6,42 6 0,7 4 3

59 CT5 - 150 KVA

59 CT5.1.1 1,1 6 40 4 150

59 CT5.1.2 3,2 6 4 4 30

59 CT5.2 2,2 4 15 2 40

59 CT5.3 6,89 2 5,9 1/0 16

69 CT6 - 30 KVA

69 CT6.1 1,8 2 148 1/0 398

69 CT6.2 1,7 2 150 1/0 400

69 CT6.3 1,5 2 250 1/0 700

69 CT6.4 1,7 2 180 1/0 500

69 CT6.5 1,7 2 180 1/0 500

69 CT6.6 1,4 2 300 1/0 700

75 CT7 - 60 KVA

75 CT7.1 3 2 40 1/0 100

75 CT7.2 2,2 2 80 1/0 239

117

4.5 SELECCIÓN DE ELEMENTOS DE CORTE Y PROTECCIÓN

Para la selección de los elementos de protección se utilizó la información del

circuito a proteger: las corrientes nominales, corrientes de sobrecarga y de

arranque y corto circuito. De manera que permita la selección correcta de los

dispositivos de protección, garantizando la detección y aislamiento de la parte

afectada del sistema, por presencia de una sobre intensidad que pueda producir

daño carga alimentada.

4.5.1 Selección de Interruptor Termomagnético (Breaker).


Identificación del circuito: CT3.6 – Dormitorios de Batallón “Tropas

Chasquis”

Potencia de la carga instalada: 14,55 KVA


Factor de potencia: 0.9


PASO Nº 2: Cálculos

Calculo de la corriente nominal

(Ec: 4.10)

Calculo de la corriente de sobrecarga

(Ec: 4.11)

118

Cálculo de la corriente de arranque

(Ec: 4.12)

PASO Nº 3: Selección de la protección

Con las Corrientes calculadas anteriormente se graficó la curva del perfil de

corriente de la carga (motores eléctricos) y las curvas características de los

interruptores termomagnéticos del catálogo “Schneider” ya que en las

instalaciones del “COLOG” es la marca utilizada en las instalaciones. De esta

manera se procedió a la selección donde la curva del interruptor termo

magnético seleccionado no debe sobrepasar la recta del valor de corriente

nominal del motor como se muestra en la Fig. 4.7.

Protección Seleccionada: 50 A – 3 Fases

Las curvas características para la selección de interruptores termomagnéticos,

con la curva de carga de los circuitos de baja tensión se muestran en el Anexo

10.

119

A continuación especifican las protecciones instaladas en los diferentes tramos

o circuitos del sistema eléctrico. Tabla 4.11.

Figura 4.729: Curva característica para la selección de Interruptor Termomagnético

120

Tabla 4.1139 Selección de Interruptores Termomagnéticos.:

N° PLANO

TRAMO O CIRCUITO

POTENCIA INSTALADA

(KVA) In (A) Isc (A)

PROTECCIÓN INSTALADA PROTECCIÓN

SUGERIDA

Tipo Intensidad Nominal

Intensidad Nominal

8 CT1 – BT 215,32 591,98 739,97 Fusible NH. 250 A – 3P 250 A

8 TS1...TS3/CT1.1 8,95 24,61 30,76 Interruptor Term. 75 A – 3P 32 A

8 TS4/CT1.2 11,84 32,55 40,69 Interruptor Term. 75 A – 3P 40 A

8 TS5-TS6/CT1.3 5,2 14,30 17,87 Interruptor Term. 75 A – 3P 20 A


8 TS9…TS12/CT1.5 53,22 146,32 182,90 Interruptor Term. 100 A – 3P 150 A





8 TS26..TS27/CT1.10 17,99 49,46 61,82 Interruptor Term. 100 A – 3P 60 A

8 TS28-TS29CT1.12 7,47 20,54 25,67 Interruptor Term. 75 A – 3P 32 A

29 CT2 – BT 188,87 519,26 649,07 Fusible NH. 200 A – 3P 200 A

29 CT2.1 – TD 50,53 138,92 173,65 Interruptor Term. 400 A – 3P 200 A

30 CT2.1.1 3 8,25 10,31 Interruptor Term. 125 A – 3P 16 A




30 CT2.1.5 2,5 6,87 8,59 Interruptor Term. 100 A – 3P 16 A

CONTINÚA

121

Tabla 4.11: Selección de Interruptores Termomagnéticos.


POTENCIA INSTALADA



SUGERIDA


Intensidad Nominal










29 CT2.2 – TD 49,72 136,69 170,87 Interruptor Term. - 150 A

29 CT2.2.1 48,06 132,13 165,16 Interruptor Term. - 16 A

29 TS5-TS6/CT2.2.2 1,66 4,56 5,70 Interruptor Term. - 150 A

29 CT2.3 – TD 56,97 156,63 195,78 Interruptor Term. - 200 A


29 TS7/CT2.3.2 4,74 13,03 16,29 Interruptor Term. 100 A – 3P 20 A


29 CT2.4 31,52 86,66 108,32 Interruptor Term. 100 A – 3P 100 A

122


N° PLANO

TRAMO O CIRCUITO

POTENCIA INSTALADA



SUGERIDA


Intensidad Nominal







37 TS8..TS10/CT2.4 6,31 17,35 21,69 Interruptor Term. 50 A – 3P 20 A


41 CT3 – BT 128,6 353,56 441,95 Interruptor Term. 630 A – 3P 250 A

41 TS1/CT3.1 – TD 7,13 19,60 24,50 Interruptor Term. 160 A – 3P 30 A

41 TS2-TS3/CT3.2-TD

52,06 143,13 178,91 Interruptor Term.

160 A – 3P 175 A


41 TS4/CT3.3.1 42,64 117,23 146,54 Interruptor Term. - 175 A


41 CT3.5 –TD 2,44 6,71 8,39 Interruptor Term. 100 A – 3P 10 A

41 CT3.6 –TD 14,55 40,00 50,00 Interruptor Term. 125 A – 3P 50 A


CONTINÚA

123

47 CT4.4 – TD 38,97 107,14 133,92 Interruptor Term. 100A – 3P 150 A



POTENCIA INSTALADA



SUGERIDA


Intensidad Nominal



47 TS3/CT4.5 – TD 26,83 73,76 92,20 Interruptor Term. 100 A – 3P 100 A

47 TS4/CT4.6 – TD 8,22 22,60 28,25 Interruptor Term. 70A – 3P 30 A



51 CT4.8 – TP 55,29 152,01 190,01 Interruptor Term. 200 A – 3P 150 A







51 CT4.8 – TP 82,69 227,34 284,17 Interruptor Term. 150 A – 3P 150 A


51 CT4.8.2 5,55 15,26 19,07 Interruptor Term. 30A – 3P 20 A

CONTINÚA

124


N° PLANO

TRAMO O CIRCUITO

POTENCIA INSTALAD

A (KVA) In (A) Isc (A)


SUGERIDA


Intensidad Nominal












59 TS1…TS3/CT5.1.1 12,51 34,39 42,99 Interruptor Term. 100 A – 3P 50 A


59 TS5..TS7/CT5.2 – TD

9,12 25,07 31,34 Interruptor Term.

300 A – 3P 30 A


69 CT6 – BT 31,3 86,05 107,57 Fusible NH 250 A – 3P 200 A

51 TS11/CT4.8 20,18 55,48 69,35 Interruptor Term. 50A – 3P 50 A

CONTINÚA

125

69 TS1-TS2/CT6.1 – TD

7,91 21,75 27,18 Fusible NH

250 A – 3P 32A – 3P Breaker

69 TS3/CT6. 2 –TD 4,26 11,71 14,64 Fusible NH 250 A – 3P 20A – 3P Breaker



POTENCIA INSTALADA



SUGERIDA


Intensidad Nominal

69 TS4/CT6.3 –TD 5,95 16,36 20,45 Fusible NH 250 A – 3P 20A – 3P Breaker




75 CT7 – BT 19,92 54,77 68,46 Fusible NH 200 A – 3P 125 A

75 TS1/CT7.1 –TD 4,92 13,53 16,91 Interruptor Term. 100 A – 3P 20 A

75 TS2/CT7.2 –TD 15 41,24 51,55 Interruptor Term. 150 A – 3P 50 A

.

CONTINÚA

126

4.5.2 Selección de Fusibles.


Identificación del circuito: CT3 – Talleres Vehículos Tácticos.

Potencia de la carga instalada: 125 KVA


Factor de potencia: 0.9


PASO Nº 2: Cálculos (Enríquez, 2001, pág. 392)

Calculo de la corriente a plena carga del devanado secundario.

Calculo de la capacidad de protección en el secundario

(Ec: 4.13)

PASO Nº 3: Selección de la protección

Para la selección de protección en el secundario del transformador se

seleccionó un valor de 125% de la corriente a plena carga, tomando en cuenta

que el valor del fusible a seleccionar debe estar dentro de lo normalizado.

Mediante el catálogo “Siemens” se obtuvo la curva característica del fusible

seleccionado la cual la trazamos junto a las curvas del interruptor termo

127

magnético y la del perfil de corriente de la carga. Finalmente se tiene la

condición donde la curva del fusible seleccionado no debe sobrepasar la recta

del valor de corriente de arranque del motor ya que el fusible solo actúa en la

zona de fallo o de cortocircuito como se muestra en la Fig. 4.8.

Figura 4.830: Curva característica para la selección de Fusible NH

Fusible NH Comercial Seleccionado: 400 A

Las curvas características para la selección de fusibles para los diferentes

centros de transformación, con la curva de carga de los circuitos de baja tensión

se muestran en el Anexo 10.

128

4.6 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES.

La coordinación adecuada de protecciones en un sistema eléctrico garantiza la

seguridad de la instalación y de las personas en todo momento, identificando y

aislando rápidamente la zona de falta sin afectar la continuidad de servicio en

áreas no relacionadas con ella.

Para cumplir con estos objetivos en buen sistema de protección se debe

establecer selectividad amperimétrica y cronométrica entre las protecciones que

“ven” una misma falta. Expresado de otra manera en presencia de dos

dispositivos de protección colocados en serie, el dispositivo de protección aguas

abajo asegura la protección (siempre) sin provocar el funcionamiento del otro

dispositivo de protección (aguas arriba).

En la Fig. 4.9, se muestra la coordinación de protecciones en el lado de baja del

transformador de 150 KVA al circuito del Departamento de Logística.

Las curvas características tiempo – corriente para la coordinación de los

dispositivos de protección de cada uno de los centros de transformación se

muestran en el Anexo 11.

129

Figura 4.931: Curva característica para la Coordinación de protecciones

Las protecciones tomadas anteriormente como ejemplo están correctamente

coordinadas en tiempo y corriente, ya que al producirse una sobrecorriente ya

sea por cortocircuito o sobrecarga en el circuito de alimentación del tablero

principal del Departamento de Logística (CT5.3), actuaría inmediatamente el

interruptor termomagnético aguas debajo de 20 A que es la más cercana a la

falla.

130

4.7 CONFIRMACIÓN DE ELEMENTOS DE CORTE Y PROTECCIÓN.

Para la ratificación de los elementos de corte y protección seleccionados

anteriormente, se realizó en función de los criterios de corriente nominal de la

protección, corriente de cortocircuito y coordinación de protecciones. En la

Tabla 4.12 se muestra la confirmación de elementos de corte y protección

131

Tabla 4.1240: Confirmación de Elementos de Corte y Protección

N° PLANO

TRAMO O CIRCUITO


SUGERIDA

CONCLUSION

OBSERVACIONES Tipo

Intensidad Nominal

Intensidad Nominal

8 CT1 – BT Fusible NH. 250 A – 3P 250 A Confirmado

8 TS1...TS3/CT1.1 Interruptor Term. 75 A – 3P 32 A Sobredimensionado

8 TS4/CT1.2 Interruptor Term. 75 A – 3P 40 A Sobredimensionado

8 TS5-TS6/CT1.3 Interruptor Term. 75 A – 3P 20 A Sobredimensionado


8 TS9…TS12/CT1.5 Interruptor Term. 100 A – 3P 150 A Mal dimensionado

8 TS13…TS15/CT1.6 Interruptor Term. 100 A – 3P 32 A Sobredimensionado


8 TS18…TS22/CT1.8 Interruptor Term. 200 A – 3P 200 A Confirmado

8 TS23…TS25/CT1.9 Interruptor Term. 100 A – 3P 20 A Sobredimensionado

8 TS26..TS27/CT1.10 Interruptor Term. 100 A – 3P 63 A Sobredimensionado

8 TS28-TS29CT1.12 Interruptor Term. 75 A – 3P 32 A Sobredimensionado

29 CT2 – BT Fusible NH. 200 A – 3P 200 A Confirmado

29 CT2.1 – TD Interruptor Term. 400 A – 3P 200 A Sobredimensionado

30 CT2.1.1 Interruptor Term. 125 A – 3P 16 A Sobredimensionado



30 CT2.1.4 Interruptor Term. 60 A – 3P 63 A Confirmado


132

Tabla 4.12: Confirmación de Elementos de Corte y Protección.



SUGERIDA

CONCLUSION

OBSERVACIONES Tipo

Intensidad Nominal

Intensidad Nominal









30 TS4/CT2.1 Interruptor Term. 10 A – 3P 32 A Mal Dimensionado

29 CT2.2 – TD Interruptor Term. - 150 A Confirmado Sin Protección Instalada

29 CT2.2.1 Interruptor Term. - 16 A Confirmado Sin Protección Instalada

29 TS5-TS6/CT2.2.2 Interruptor Term. - 150 A Confirmado Sin Protección Instalada

29 CT2.3 – TD Interruptor Term. - 200 A Confirmado Sin Protección Instalada


29 TS7/CT2.3.2 Interruptor Term. 100 A – 3P 20 A Sobredimensionado


29 CT2.4 Interruptor Term. 100 A – 3P 100 A Confirmado

CONTINÚA

CONTINÚA

133


N° PLANO

TRAMO O CIRCUITO


SUGERIDA

CONCLUSION

OBSERVACIONES Tipo

Intensidad Nominal

Intensidad Nominal







37 TS8..TS10/CT2.4 Interruptor Term. 50 A – 3P 20 A Sobredimensionado


41 CT3 – BT Interruptor Term. 630 A – 3P 250 A Sobredimensionado

41 TS1/CT3.1 – TD Interruptor Term. 160 A – 3P 30 A Sobredimensionado

41 TS2-TS3/CT3.2-TD

Interruptor Term. 160 A – 3P 175 A Mal Dimensionado

41 CT3.3 – TD Interruptor Term. 160 A – 3P 200 A Mal Dimensionado

41 TS4/CT3.3.1 Interruptor Term. - 175 A Confirmado Sin Protección Instalada


41 CT3.5 –TD Interruptor Term. 100 A – 3P 10 A Sobredimensionado

41 CT3.6 –TD Interruptor Term. 125 A – 3P 50 A Sobredimensionado

134


47 CT4.4 – TD Interruptor Term. 100A – 3P 150 A Mal Dimensionado




SUGERIDA

CONCLUSION

OBSERVACIONES Tipo

Intensidad Nominal

Intensidad Nominal



47 TS3/CT4.5 – TD Interruptor Term. 100 A – 3P 100 A Confirmado

47 TS4/CT4.6 – TD Interruptor Term. 70A – 3P 30 A Sobredimensionado


47 CT4.8 – TD Interruptor Term. 200 A – 3P 200 A Confirmado

51 CT4.8 – TP Interruptor Term. 200 A – 3P 150 A Sobredimensionado



51 CT4.8.1 Interruptor Term. 50 A – 3P 60 A Mal Dimensionado




51 CT4.8 – TP Interruptor Term. 150 A – 3P 150 A Confirmado

51 TS10/CT4.8 Interruptor Term. 125 A – 3P 125 A Confirmado

CONTINÚA

135




SUGERIDA

CONCLUSION

OBSERVACIONES Tipo

Intensidad Nominal

Intensidad Nominal


57 TS12/CT4.9 Interruptor Term. 80 A – 3P 150 A Mal Dimensionado










59 TS1…TS3/CT5.1.1 Interruptor Term. 100 A – 3P 50 A Sobredimensionado


59 TS5..TS7/CT5.2 – TD

Interruptor Term. 300 A – 3P 30 A Sobredimensionado


51 CT4.8.2 Interruptor Term. 30A – 3P 20 A Sobredimensionado

51 TS11/CT4.8 Interruptor Term. 50A – 3P 50 A Confirmado

CONTINÚA

CONTINÚA

136

69 CT6 – BT Fusible NH 250 A – 3P 200 A Mal Dimensionado

69 TS1-TS2/CT6.1 – TD

Fusible NH 125 A – 3P 32A – 3P Breaker Mal Dimensionado Tablero principal Antiguo

69 TS3/CT6.2 –TD Fusible NH 125 A – 3P 20A – 3P Breaker Mal Dimensionado Tablero principal Antiguo




SUGERIDA

CONCLUSION

OBSERVACIONES Tipo

Intensidad Nominal

Intensidad Nominal

69 TS4/CT6.3 –TD Fusible NH

125 A – 3P 20A – 3P Breaker Mal Dimensionado Tablero principal Antiguo







75 CT7 – BT Fusible NH 200 A – 3P 125 A Sobredimensionado

75 TS1/CT7.1 –TD Interruptor Term. 100 A – 3P 20 A Sobredimensionado

75 TS2/CT7.2 –TD Interruptor Term. 150 A – 3P 50 A Sobredimensionado

137

4.8 ESTUDIO DE LA CALIDAD DE ENERGÍA

4.8.1 Propuestas de solución.

En los estudios realizados para cada uno de los centros de transformación, con

sus respectivos circuitos de bajo voltaje, se especifican acciones como: cambio

de conductores, protecciones, redistribución de cargas etc. De esta manera al

no cumplir las normas establecidas se estableció propuestas de solución a las

mismas, las mismas que se detallan a continuación.

Tabla 4.1341: Propuestas de Solución – Calidad de Energía.


Parámetro Consecuencias Solución

CT-1 (120KVA)

Distorsión Armónica

Errores en equipos electrónicos.

Filtro Activo, Accusine (Ver Anexo 13).

Desbalance de fases

Calentamiento en barras y cables en la línea sobrecargada

Reorganización de cargas monofásicas y bifásicas, para futuras ampliaciones usar la línea 1 y 2

Bajo Factor de Potencia

Para un futuro existe la posibilidad de mayor consumo de energía reactiva, generando penalizaciones por parte de la EQQ.

Banco de capacitores en la línea 3 (ver Anexo 12).

CT-2 (120KVA)


Operación incorrecta en equipos electrónicos, sobrecalentamie


CONTINÚA

138

nto en transformadores

Desbalance de fases

Calentamiento del conductor en las líneas sobrecargadas.

Redistribuir las cargas, para futuras ampliaciones usar la línea 2.


Produce pérdidas innecesarias de potencia en la instalación, obligando a un mayor dimensionamiento de transformadores y generando penalizaciones por parte de la EQQ.

Banco de capacitores en la línea 1 y 3 (ver Anexo 12).

CT-3 (125KVA)


Interferencia en sistemas de comunicación, errores en equipos de electrónicos Sobrecalentamiento en transformador, pérdidas de potencia en la instalación.



Posibilidad de penalizaciones de la EQQ para un futuro, obliga a un mayor dimensionamiento en conductores y transformadores

Banco de capacitores en la línea 1,2 y 3 (ver Anexo 12).

CONTINÚA

139

CT-4 (112,5KVA)


Incremento de corriente en el neutro, error en equipos electrónicos, así como fallas en relés y contactores.



Pérdidas innecesarias de potencia, penalizaciones por la EQQ.

Banco de capacitores en la línea 1,2 (ver Anexo 12).

Desbalance de fases

Calentamiento de conductores en las líneas donde existe sobrecarga

Redistribuir las cargas, para futuras ampliaciones usar la línea 1.

CT-5 (150KVA)


Errores en equipos electrónicos, disminución de disponibilidad de potencia en transformadores



Mayor dimensionamiento en el sistema eléctrico, específicamente en conductores y transformadores

Banco de capacitores en las líneas 2 y 3 (ver Anexo 12).

Desbalance de fases

Calentamiento de conductores en las líneas donde existe sobrecarga

Redistribuir las cargas, para futuras ampliaciones usar la línea 1,2 y 3

CT-6 (30KVA) Distorsión Errores en equipos

Filtro Activo, Accusine CONTINÚA

140

Armónica electrónicos, disminución de disponibilidad de potencia.

(Ver Anexo 13).


Penalización por la EQQ, obliga a un mayor dimensionamiento de transformadores y conductores

Banco de capacitores en la línea 1,2 (ver Anexo 12).

CT-7 (60KVA)


Incremento de corriente en el neutro, errores en equipos electrónicos, efectos de resonancia



Penalización por la EQQ, obliga a un mayor dimensionamiento de transformadores y conductores

Banco de capacitores en la línea 1(ver Anexo 12).

141

CAPÍTULO 5

ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO

5.1 ANÁLISIS TÉCNICO

5.1.1 Consumo de Energía Eléctrica en Kw-H

Mediante el levantamiento de cargas instaladas y el tiempo de uso en horas,

diario y mensual de cada una de ellas, se determinó el consumo de la carga

eléctrica en KW-H instalada. La distribución y consumo de cada uno de los

centros de transformación se muestran en la Tabla 5.1.

Tabla 5.142: Consumo de energía eléctrica en KW-h.

En la figura 5.1 se muestra la distribución de consumo de energía de cada

uno de los centros de transformación instalados y en servicio actualmente.

BATALLON

CONSUMO CALCULADO

KW h/DIARIO KW h/MENSUAL PAGO

(Dólares)

CT1 735,65 13721,48 795,84

CT2 262,84 4731,12 274,40

CT3 413,85 7789,73 451,80

CT4 1027,62 18996,07 1101,77

CT5 119,77 3175,72 184,19

CT6 106,99 2139,98 124,12

CT7 40,08 652,26 37,83

TOTAL 2706,79 51206,37

PAGO MENSUAL TOTAL 2969,97

142

Figura 5.132: Distribución del consumo de energía eléctrica en KW-h.

5.1.2 Propuestas de Solución para caídas de Voltaje y Pérdidas de Energía

en Conductores.

Las caídas de voltaje en conductores son pérdidas técnicas del sistema dadas

por la propia impedancia de las líneas. Sin embargo, existen conductores mal

dimensionados donde el porcentaje de pérdidas excede los valores permisibles

(1,5% Vn). De esta manera con los datos de rediseño de conductores

calculados en el capítulo 4 (caídas de voltaje), se realizó la Tabla 5.2, donde se

indica el ahorro en KW-h, mediante la comparación de las pérdidas actuales

que se generan con los conductores instalados con las pérdidas que se darían

con los conductores que se sugieren para el cambio.

CT1 28%

CT2 11%

CT3 17%

CT4 31%

CT5 7%

CT6 5%

CT7 1%

CONSUMO KW hr/MENSUAL

143


Identificación del circuito: CT5.1.1

Potencia de la carga instalada: 125 KVA


Conductor instalado: 6 AWG TTU

Conductor sugerido: 1/0 AWG TTU

Tiempo de uso mensual: 240 horas.

PASO Nº 2: Cálculos

Calculo de pérdidas actuales (Conductor Instalado). (Bratu N, 2001, pág. 112)

47,92 KW-h

Calculo de pérdidas (Conductor Sugerido).

11,98 KW-h

Por lo que se procedió a calcular las pérdidas actuales que se generan con los

conductores actualmente instalados y las pérdidas que se darían con los

conductores que se sugieren para el cambio. En la Tabla 5.2 se muestran las

pérdidas actuales, sugeridas y el ahorro de cada uno de los circuitos.

144

5.1.3 Propuestas de Solución para Pérdidas de Energía en luminarias.

En el sistema eléctrico actual del COLOG las luminarias fluorescentes

instaladas son de tipo tubo lineal F40W T8 normal, para reducir los costes de

energía por luminarias se recomienda cambiar las lámparas fluorescentes

normales por lámparas WattMiser™ de GE (General Electric), las cuales están

especialmente diseñadas para reducir los costes energéticos, utilizando un 10%

menos de energía que otras lámparas T8 de la gama con el mismo rendimiento

lumínico. Además se instalan directamente en los apliques existentes, no se

necesita balasto ni luminarias nuevas. (Electric, 2014, pág. III.4)

De esta manera con los datos obtenidos de la carga instalada en iluminación de

cada centro de transformación, se realiza la Tabla 5.3, donde se indica el ahorro

en KW-h, mediante la comparación del consumo actual que se genera con las

lámparas instaladas y el consumo que se darían con las lámparas que se

sugieren para el cambio.

145

Tabla 5.243: Cálculos de pérdidas en conductores Instalados - Sugeridos

Tramo o circuito

Conductor Instalado

(AWG)

Pérdidas Actuales

(kw-h)

Conductor Sugerido

(AWG)

Pérdidas con Cambio (kw-h)

Ahorro (kw-h)

CT1.1 4 5,53 4 5,53 0,00 CT1.2 4 11,34 4 11,34 0,00 CT1.3 4 1,40 4 1,40 0,00 CT1.4 4 5,65 4 5,65 0,00 CT1.5 2 196,72 3/0 77,61 119,11 CT1.6 2 4,40 2 4,40 0,00 CT1.7 8 15,10 4 5,96 9,13 CT1.8 1/0 121,94 4/0 60,59 61,35 CT1.9 1/0 5,23 1/0 5,23 0,00 CT1.10 2 67,44 3/0 26,61 40,83 CT1.12 8 11,04 6 6,94 4,10 CT2.1 4/0 6,65 4/0 6,65 0,00 CT2.2.1 4/0 119,77 2 x 3/0 75,61 44,17 CT2.2.2 2 0,47 2 0,47 0,00 CT2.3.1 4/0 47,04 4/0 47,04 0,00 CT2.3.2 8 0,38 8 0,38 0,00 CT2.3.3 8 0,21 8 0,21 0,00 CT2.4 4/0 13,20 4/0 13,20 0,00 CT3.1 1/0 0,32 1/0 0,32 0,00 CT3.2 1/0 32,69 3/0 20,51 12,18 CT3.3.1 1/0 29,56 2/0 23,41 6,15 CT3.3.2 1/0 3,19 1/0 3,19 0,00

CONTINÚA

146

Tabla: 5.2 Cálculos de pérdidas en conductores Instalados – Sugeridos.

Tramo o circuito

Conductor Instalado

(AWG)

Pérdidas Actuales

(kw-h)

Conductor Sugerido

(AWG)

Pérdidas con Cambio (kw-

h)

Ahorro (kw-h)

CT3.5 2 3,19 2 3,19 0,00

CT3.6 1/0 0,03 1/0 0,03 0,00

CT4.4.1 6 26,78 4 16,82 9,96 CT4.4.2 6 123,86 2 48,93 74,93 CT4.5 4 77,23 2 48,58 28,65 CT4.6 2 1,41 2 1,41 0,00 CT4.7 6 10,09 4 6,34 3,75 CT4.8 3 x 8 1149,52 3 x 2 285,57 863,96 CT4.9 6 642,19 2 x 4 201,68 440,51

CT5.1.1 6 47,89 1/0 11,90 35,99

CT5.1.2 6 12,53 6 12,53 0,00

CT5.2 4 10,26 4 10,26 0,00

CT5.3 2 0,22 2 0,22 0,00

CT6.1 2 0,78 2 0,78 0,00

CT6.2 2 0,46 2 0,46 0,00

CT6.3 2 1,21 2 1,21 0,00

CT6.4 2 0,91 2 0,91 0,00

CT6.5 2 0,34 2 0,34 0,00

CT6.6 2 0,81 2 0,81 0,00

CT7.1 2 0,40 2 0,40 0,00

CT7.2 2 13,69 2 13,69 0,00

147

De la tabla 5.2 expuesta anteriormente se realizó la comparación entre las

pérdidas totales en los conductores instalados así como en los conductores

sugeridos para el cambio, de las cuales se obtuvo los siguientes datos:

Para grandes clientes la tarifa es de 0,058

Pérdidas totales actuales (Conductores Instalados).

2825,99 KW-h x 0,058 = 163,90 Dólares.

Pérdidas totales sugeridas (Cambio de Conductores).

1071,21 KW-h x 0,058 = 62,13 Dólares.

Ahorro mensual = Pérdidas totales act. - Pérdidas totales sug.

Ahorro mensual = 160,90 – 82,87

Ahorro mensual = 98,77 Dólares.

Tabla 5.344: Consumo de luminarias Instaladas - Sugeridas

BATALLON

CONSUMO CALCULADO

KW h/MENSUAL-con luminarias

Instaladas Actualmente

KW h/MENSUAL-con luminarias

Sugeridas

Ahorro KWh/MENSUAL

CT1 13721,48 13579,48 141,99

CT2 4731,12 4598,51 132,61

CT3 7789,73 7742,31 47,42

CT4 18996,07 18939,70 56,37

CT5 3175,72 3076,20 99,52

CT6 2139,98 2074,54 65,44

CT7 652,26 619,647 32,61

TOTAL AHORRO KWh/MENSUAL 575,96

AHORRO TOTAL (DÓLARES) 33,40

148

5.2 DETERMINACIÓN DE COSTOS

El análisis técnico realizado se enfocó principalmente en las pérdidas de

potencia en conductores y en el redimensionamiento de las protecciones. Una

vez determinado las propuestas para la solución debemos determinar los costos

que implican dichas propuestas. Ver tabla 5.4 y 5.5

Tabla 5.445: Determinación de costos – nuevos conductores.

N° PLANO

TRAMO O CIRCUITO

CONDUCTOR INSTALADO (AWG TTU)

LONG (m)

NUEVO ɸ SUGERIDO

PRECIO UNITARIO

PRECIO TOTAL

8 CT1.5 2 83 3/0 14 1162

8 CT1.7 8 170 4 3.53 600.1

8 CT1.8 1/0 33 4/0 17.60 580,8

8 CT1.10 2 250 3/0 14 3500

8 CT1.12 8 59 6 2.25 132.75

41 CT3.2 1/0 23 3/0 14 322

41 CT3.3.1 1/0 31 2/0 10.92 338.52

47 CT4.4.1 6 72 4 3.53 254.16

47 CT4.4.2 6 79 2 5.66 447.14

47 CT4.5 4 81 2 5.66 458.46

47 CT4.7 6 8 4 3.53 28.24

47 CT4.8 3 x 8 54 3 x 2 5.66 305.64

47 CT4.9 6 10 2 x 4 3.53 35.3

59 CT5.1.1 6 145 1/0 8.71 1262.95

TOTAL 9428.06

149

Tabla 5.546: Determinación de costos – redimensionamiento de protecciones.

PROTECCIÓN CANTIDAD PRECIO

UNITARIO PRECIO TOTAL

10 A 4 29.20 116.8

16 A 12 30.84 370.08

20 A 13 30.84 400.92

32 A 12 30.84 370.08

40 A 6 30.84 185.04

50 A 3 30.84 92.52

63 A 5 30.84 154.2

80 A 3 72.03 216.09

100 A 2 64.42 128.84

125 A 2 142.23 284.46

150 A 6 142.23 853.38

175 A 2 153.36 306.72

200 A 5 153.36 766.8

250 A 2 159.53 306.72

TOTAL 4922.65

La inversión en el redimensionamiento de las protecciones garantiza la

conservación principalmente de los conductores así como de los equipos

instalados en el sistema eléctrico. De esta manera se conservará la seguridad

eléctrica y las condiciones de servicio en todos los circuitos instalados en dicho

sistema. Proformados al 14/01/2014.

5.3 FACTIBILIDAD DE LA IMPLEMENTACIÓN DEL ESTUDIO.

Mediante el análisis técnico realizado al sistema eléctrico del “COLOG”, se

determinaron las propuestas se solución, obteniendo los costos en el

redimensionamiento de protecciones y calibres de conductores. Obteniendo

como conclusión lo siguiente:

150

- El redimensionamiento del calibre de los conductores es primordial ya

que el conductor debe ser capaz de transportar la energía eléctrica con

total seguridad, efectuando un minino de pérdidas y manteniendo los

costos de instalación en valores aceptables. De esta manera podrá

resultar factible la optimización de pérdidas en conductores cuyos

resultados serán visibles en la facturación del consumo mensual.

- Las constantes descargas atmosféricas en el área del “COLOG”, así como

las condiciones de falla a las que está expuesto el sistema eléctrico obligan

a tener un sistema de protección confiable. Siendo importante el

redimensionamiento de las protecciones que permita la protección de los

demás elementos del sistema, que son notablemente más costos que la

inversión en las protecciones sugeridas.

5.4 FINANCIAMIENTO DE LA INVERSIÓN.

La administración de la información y la ejecución de las propuestas de solución

planteadas, estarán a cargo del departamento de logística del Comando

Logístico Reino de Quito (COLOG).

151

CAPÍTULO 6

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1 CONCLUSIONES

- El Sistema Eléctrico de Potencia del Comando Logístico está

conformado por 7 islas individuales, mismas que actualmente se

encuentran en condiciones operables.

- Para un horizonte a 10 años la demanda consumida en cada una de las

islas aumentará en: CT1 = 72.44 KVA, CT2 = 104.41 KVA, CT3 = 26.49

KVA, CT4 = 88 KVA, CT5 = 27.93 KVA, CT6 = 20.04 KVA y CT7 = 7.21

KVA, donde en la CT2 existe la necesidad de instalar un transformador

de 150 KVA.

- Con la proyección de carga a 10 años y según el análisis del

redimensionamiento de la sección de los cables, el porcentaje de

conductores mal dimensionados en cada una de las cámaras de

transformación son: CT1 = 32 %, CT2 = 36%, CT3 = 28 %, CT4 = 89 % y

CT5 = 47 %, lo cual está generando caídas de voltaje altas y por ende

pérdidas en KWH generando pagos innecesarios en las planillas.

- Para una proyección de carga a 10 años las protecciones actuales mal

dimensionadas en cada una de las cámaras de transformación son: CT1

= 63 %, CT2 = 50 %, CT3 = 62 %, CT4 = 39 %, CT5 = 16 %, CT6 = 85 %

y CT7 = 33 %, con el reemplazo de las mismas ayudaran alcanzar una

mayor eficiencia y salvaguardar las instalaciones eléctricas de cada una

de las 7 islas.

152

- Fue posible el análisis de la calidad de energía consumida en cada una

de las dependencias, donde el mayor inconveniente es la existencia de

un bajo factor de potencia, el cual está provocando penalizaciones por

parte de la empresa distribuidora. Siendo el CT-2 donde se presentan los

valores más críticos.

- Mediante el análisis de la demanda máxima a facturarse en las planillas

de energía eléctrica en cada una de las dependencias, se determinó que

existe una pérdida del 10% anual en el pago de dichas panillas, debido a

que el mayor consumo de energía eléctrica se da en las horas pico de la

empresa (18:00 a 22:00).

6.2 RECOMENDACIONES

- Conservar organizada y actualizadamente la información referente a

planos y diagramas del sistema eléctrico del “COLOG”, siendo esto el

medio más adecuado en caso mantenimiento o falla del mismo.

- Para la instalación de nuevas cargas al sistema eléctrico, el

departamento de logística debe planificar y verificar la disponibilidad de

potencia en cada uno de los centros de transformación, tomando como

base el estudio presentado.

- Para realizar derivaciones futuras en el sistema eléctrico del “COLOG” es

recomendable utilizar los centros de transformación CT1, CT3, CT5 y

CT7, ya que cuentan con la capacidad suficiente para soportar el

aumento de carga.

- Es recomendable el mantenimiento en el tablero de Transferencia

Automática de la cámara de transformación CT1, con el fin de que sus

controladores en emergencia, actúen rápidamente al momento de

153

presentarse un corte de energía eléctrica. De esta manera se protegerá y

brindara el continuo servicio en el circuito de carga de dicha cámara.

- Se recomienda la señalización en los diferentes centros de

transformación así como en los tableros principales, en cajas térmicas y

pozos de revisión en bajo y medio voltaje, tomando en cuenta

principalmente los breakers, cajas de maniobra, seccionadores, circuitos

derivados de los mismos, en caso de que se requiera el mantenimiento

en cualquiera de ellos.

- La inversión en el cambio de conductores resulta factible ya que por

medio de esta se podrá disminuir las pérdidas en dichos conductores así

por seguridad evitar daños en el mismo, en caso de corto circuitos.

- Para que exista una menor demanda máxima a facturarse en las planillas

de energía eléctrica con un ahorro del 10% anual, es recomendable

disminuir en lo posible la energía consumida en las horas pico de la

empresa (18:00 a 22:00).

154

BIBLIOGRAFÍA

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Cámara de Transformación a 13,8 KV. Ecuador.

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www.conelec.gov.ec/normativa_detalles.php

http://www.conelec.gov.ec/normativa_detalles.php

156

ANEXO NRO. 1 Simbología para Planos de Líneas de Redes de Distribución.

157

ANEXO NRO. 2

Planos de la Red de Medio Voltaje.

Diagrama Unifilar de la Red de Medio Voltaje.

158

ANEXO NRO. 3

Centros de Transformación en bloques.

Planos de la Red de Bajo Voltaje.

159

ANEXO NRO. 4

Diagrama Unifilar del Sistema de Emergencia

160

ANEXO NRO. 5

Diagramas Unifilares de Bajo Voltaje, de cada

Centro de Transformación.

161

ANEXO NRO. 6

Parámetros Eléctricos obtenidos en cada Centro de

Transformación.

162

ANEXO NRO. 7

Parámetros Eléctricos obtenidos en Cargas Especiales.

163

ANEXO NRO. 8

Tablas para la Selección de Conductores.

164

ANEXO NRO. 9

Cálculo de Conductores- Criterio de Variación de

Voltaje.

165

ANEXO NRO. 10

Tablas para la Selección de Protecciones.

Curvas características para Selección de Protecciones.

166

ANEXO NRO. 11

Coordinación de Protecciones.

167

ANEXO NRO. 12

Tabla para el cálculo de la Potencia del Banco de

Condensadores

168

ANEXO NRO. 13

Medios para Atenuar o Eliminar Armónicos

169

ANEXO NRO. 14

Información de Consumo Eléctrico diciembre 2012 –

diciembre 2013

170



CERTIFICACIÓN

Se certifica que el presente trabajo fue realizado por los señores Calero

Tapia, Jaime Santiago y Vela Carrasco Mario Geovanny bajo mi supervisión.

Ing. Mena, Pablo

DIRECTOR

Ing. Freire, Washington

CODIRECTOR

Ing. Torres, Katya

DIRECTORA DE CARRERA

Dr. Vaca, Rodrigo

SECRETARIO ACADÉMICO

departamento de elÉctrica y...

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